Treść orzeczenia VI ACa 625/13 - Portal Orzeczeń Sądu Apelacyjnego w Warszawie

VI ACa 625/13 - wyrok z uzasadnieniem Sąd Apelacyjny w Warszawie z 2013-12-11

Sygn. akt VI ACa 625/13

WYROK

W IMIENIU RZECZYPOSPOLITEJ POLSKIEJ

Dnia 11 grudnia 2013 r.

Sąd Apelacyjny w Warszawie VI Wydział Cywilny w składzie:

Przewodniczący - Sędzia SA– Agata Zając

Sędzia SA– Ryszard Sarnowicz

Sędzia SA – Aldona Wapińska (spr.)

Protokolant: – sekr. sądowy Beata Pelikańska

po rozpoznaniu w dniu 11 grudnia 2013 r. w Warszawie

na rozprawie

sprawy z powództwa (...) S.A. z siedzibą w B.

przeciwko Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki

o ustalenie korekty kosztów osieroconych

na skutek apelacji pozwanego

od wyroku Sądu Okręgowego w Warszawie – Sądu Ochrony Konkurencji i Konsumentów

z dnia 12 listopada 2012 r., sygn. akt XVII AmE 92/12

I zmienia zaskarżony wyrok w punkcie pierwszym w ten tylko sposób, iż ustaloną w nim wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych w kwocie dodatniej (+) 33 454 396 zł ( plus trzydzieści trzy miliony czterysta pięćdziesiąt cztery tysiące trzysta dziewięćdziesiąt sześć) obniża do kwoty dodatniej (+) 31 542 242, 15 zł (plus trzydzieści jeden milionów pięćset czterdzieści dwa tysiące dwieście czterdzieści dwa złote piętnaście groszy);

II oddala apelację w pozostałej części;

III zasądza Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki na rzecz (...) S.A. z siedzibą w B. kwotę 270 zł (dwieście siedemdziesiąt) tytułem zwrotu kosztów za drugą instancję.

UZASADNIENIE

VI ACa 625/13

Decyzją z dnia 31 lipca 2009 r. nr (...) pozwany Prezes Urzędu Regulacji Energetyki działając na podstawie art. 30 ust. 1, w związku z art. 2 pkt 12, art. 6 ust. 1, art. 33 i art. 34 ust. 1 pkt 1 lit. b ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. Nr 130, poz.905 z późn. zm. – dalej „ustawa o rozwiązaniu (...)) ustalił dla roku 2008 dla (...) S.A. z siedzibą w N., wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych, jaką (...) S.A. jest obowiązana zwrócić (...) SA, w wysokości ( –) 8.923.037 zł.

Pozwany wskazał w uzasadnieniu powyższej decyzji, iż stosownie do art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu (...), Prezes URE, do dnia 31 lipca każdego roku kalendarzowego, w drodze decyzji administracyjnej, ustala wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych, dla roku poprzedzającego dany rok kalendarzowy dla wytwórcy, który wskazał sposób dokonywania korekty określony przedmiotowym przepisem. Podstawowymi determinantami przy ustalaniu korekty kosztów osieroconych były: wartość aktywów (nakładów inwestycyjnych na majątek związany z wytwarzaniem energii elektrycznej) oraz wielkość wyniku finansowego na działalności operacyjnej związanej z wytwarzaniem energii elektrycznej. W myśl art. 33 ustawy o rozwiązaniu (...) do obliczenia rocznej korekty kosztów osieroconych za 2008 r., zgodnie z informacjami zawartymi w oświadczeniu (...) SA dotyczącymi liczby jednostek wytwórczych uczestniczących w ustalaniu korekty, przyjęto jednostki wytwórcze wyszczególnione w załączniku nr 7 do ustawy o rozwiązaniu (...), w których wartość nakładów inwestycyjnych poniesionych narastająco od dnia 1 stycznia 2005 r. do 1 kwietnia 2008 r., nie przekroczyła 100% wartości księgowej netto każdej z tych jednostek ustalonej na dzień 1 stycznia 2005 r. Zatem, do ustalenia rocznej korekty kosztów osieroconych za 2008 r. przyjęto następujące jednostki wytwórcze:

1. Elektrownia (...) - bloki 1, 2;

2. Elektrownia (...) 1, 2;

3. Elektrownia (...) - bloki 7,8;

4. Elektrownia (...) 3, 4;

5. Elektrownia (...) - bloki 5, 6 ;

6. (...).

Do rozliczenia kosztów osieroconych za 2008 r. przyjęto niepełny rok kalendarzowy, tj. okres od II do IV kwartału, z uwagi na ustawowy termin - 1 kwietnia 2008 r. - wejścia w życie umów rozwiązujących kontrakty długoterminowe. W związku z powyższym wszystkie wielkości uwzględnione w obliczeniu wartości rocznej korekty kosztów osieroconych (poza wskaźnikami) przyjęto w wysokości 75% (tj. dla okresu II-IV kwartał 2008 r.).

Wartość wyniku finansowego netto (Wdkj) za 2008 r., niezbędnego do ustalania korekty, została ustalona zgodnie z metodologią przyjętą przez ustawę o rozwiązaniu (...), w szczególności w oparciu o zapis art. 27 ust. 4. Zakres przedmiotowy przychodów oraz kosztów dotyczył podstawowej działalności operacyjnej wytwórcy polegającej wyłącznie na wytwarzaniu energii elektrycznej. Wdkj został skalkulowany jako różnica przychodów wytwórcy, osiągniętych w warunkach konkurencyjnego rynku energii elektrycznej ze sprzedaży energii elektrycznej, rezerw mocy i regulacyjnych usług systemowych (z uwzględnieniem transakcji na rynku bilansującym) oraz odpowiadających im kosztów działalności operacyjnej, w tym: kosztów stałych, zmiennych, kosztów zarządu i sprzedaży.

Prezes podkreślił, iż zgodnie z przepisem art. 2 pkt 12 ustawy o rozwiązaniu (...), koszty osierocone to wydatki wytwórcy niepokryte przychodami uzyskanymi ze sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych na rynku 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. Natomiast zgodnie z przepisem art. 6 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu (...), wytwórca po dokonaniu czynności, o której mowa w art. 4 ust. 1, otrzymuje środki na pokrycie kosztów osieroconych oraz kosztów, o których mowa w art. 44, na zasadach określonych w tej ustawie, chyba że złożył oświadczenie o rezygnacji z otrzymania tych środków. Powyższe oznacza, że wypłata środków, na podstawie przepisów ustawy o rozwiązaniu (...), następuje przy uwzględnieniu, że wypracowany przez wytwórców, w rozumieniu ustawy o rozwiązaniu (...), wynik finansowy został osiągnięty na rynku konkurencyjnym. Kluczowe zatem dla wyliczenia wartości wyniku finansowego wytwórcy było rozstrzygnięcie, jakie przychody należało uznać za przychody osiągnięte w warunkach rynku konkurencyjnego.

Ponieważ (...) S.A. w N. wchodzi w skład grupy kapitałowej należało rozliczyć pomoc publiczną na poziomie skonsolidowanym zgodnie z art. 32 ustawy o (...). Prezes URE odwołał się do definicji grupy kapitałowej zawartej – poprzez odesłanie wynikające z art. 2 pkt 1 ustawy o rozwiązaniu (...) w art. 3 ust. 1 pkt 44 ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości (Dz. U. z 2002 r. Nr 76, poz. 694 z późn. zm.). Dokonana na podstawie danych i informacji, które zostały pozyskane przez Prezesa URE w ramach monitorowania rynku energii elektrycznej, analiza kierunków sprzedaży energii wytworzonej przez (...) SA w 2008 r. wykazała, że w omawianych trzech kwartałach 2008 r. (...) SA sprzedawała energię elektryczną w ramach kontraktów dwustronnych przede wszystkim do spółek zajmujących się obrotem energią elektryczną z grupy (...). W ramach tej grupy kapitałowej występują m. in. następujące podmioty: (...) SA, (...) SA, (...) SA, (...) SA, (...) SA, (...) SA, (...) Sp. z o.o., (...) SA, (...) SA, (...) SA, (...) Sp. z o.o., (...) SA, (...) SA, (...) SA, (...) Sp. z o.o., (...) SA, (...) SA, (...) SA, (...) SA. W związku z powyższym – zdaniem Prezesa URE – (...) SA wraz z m.in. przedsiębiorstwami wymienionymi powyżej, w tym z (...) SA, spełnia kryteria grupy kapitałowej, o której mowa w art. 3 ust. 1 pkt 44 ustawy o rachunkowości, do której odwołuje się ustawa o rozwiązaniu (...) w przepisie art. 2 pkt 1. Natomiast maksymalne koszty osierocone określone w załącznikach do ustawy o rozwiązaniu (...) i sposób rozliczenia udzielonej pomocy dla (...) SA został określony w warunkach, kiedy (...) SA nie wchodziła jeszcze w skład grupy (...).

Dokonując oceny, czy przedstawiony przez (...) SA wynik finansowy został osiągnięty na rynku konkurencyjnym, Prezes URE przyjął interpretację, która – w jego ocenie – umożliwia wypełnienie celu ustawy, tj. stworzenie podstaw do rozwiązania umów długoterminowych na mocy dobrowolnych porozumień stron poprzez zapewnienie wytwórcom środków finansowych na pokrycie strat powstałych w wyniku rozwiązania tych umów. Zdaniem pozwanego przyjęta interpretacja pozwala ponadto na realizację wydanej przez Komisję Europejską decyzji z dnia 25 września 2007 r. w sprawie pomocy państwa udzielonej przez Polskę w ramach umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej oraz pomocy państwa, którą Polska planuje udzielić w ramach rekompensaty z tytułu dobrowolnego rozwiązania umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Decyzja KE z dnia 25 września 2007 r., (...) wersja – ostateczna). W przepisie art. 4 ust 2 tej decyzji Komisja stwierdziła, że pomoc państwa, o której mowa w ust. Decyzji Komisji, jest zgodna ze wspólnym rynkiem, co zostało ocenione zgodnie z „Metodologią kosztów osieroconych". Poprzez „Metodologię kosztów osieroconych" Komisja rozumie Komunikat Komisji przyjęty dnia 26 lipca 2001 r. dotyczący metodologii analizy pomocy państwa związanej z kosztami osieroconymi (List Komisji (...), 6 sierpnia 2001 r., ). Prezes URE podzielił tym samym stanowisko wyrażone w piśmie Sekretarza Komitetu Integracji Europejskiej z dnia 28 lipca 2009 r., iż powyższe sformułowanie oznacza, że treść Metodologii została uznana jako treść normatywna decyzji Komisji, w związku z czym możliwe jest bezpośrednie stosowanie zapisów Metodologii w razie sprzeczności z ustawodawstwem krajowym oraz stanowią one wytyczne interpretacyjne przepisów krajowych. W Metodologii Komisja uznała, że pomoc państwa odpowiada właściwym kosztom osieroconym i jest przewidziana dla ułatwienia przejścia przedsiębiorstw elektroenergetycznych do konkurencyjnego rynku energii. Tak więc system rekompensat kosztów osieroconych przewidzianych w ustawie o rozwiązaniu (...) jest systemem wspomagającym konkurencję na rynku sprzedaży energii elektrycznej, zatem nie może wynagradzać zachowań zakłócających ten rynek. Udzielanie pomocy budzi wątpliwości, jeśli pomoc ta nie jest związana z odpowiednimi kosztami osieroconymi albo przekracza sumę odpowiednich kosztów osieroconych (pkt 4.7 Metodologii) oraz gdy suma pomocy nie wydaje się również być ściśle dostosowana do różnic pomiędzy ekonomicznymi i rynkowymi założeniami wstępnie przyjętymi przy szacowaniu kosztów osieroconych a rzeczywistymi ich zmianami w czasie (pkt 4.9 Metodologii). Tak więc pomoc udzielana w ramach ustawy o rozwiązaniu (...) służy jedynie pokryciu kosztów, których pokrycie nie jest możliwe przez wytwórcę, który działa na rynku konkurencyjnym i nie zakłóca rynku, bądź też nie zagraża zniekształceniami konkurencji. W ocenie Prezesa URE tylko takie rozwiązania prawne, które umożliwiają korygowanie wyniku finansowego wytwórcy korzystającego z systemu uznanego za zgodny z Metodologią do poziomu uzasadnionego cenami na rynku konkurencyjnym, a jednocześnie nie zagrażają zniekształceniami konkurencji i nie powodują zakłócenia rynku, gwarantują zapewnienie wykonania wskazanych wyżej postanowień Decyzji Komisji.

Prezes URE wskazał, iż przychód wytwórcy zależy od wolumenu sprzedanej energii elektrycznej oraz ceny, po jakiej energia ta została sprzedana. W sytuacji gdy cena sprzedanej energii nie została ukształtowana w wyniku działania na konkurencyjnym rynku, tj. gdy mimo istnienia konkurencyjnego rynku sprzedaży energii wytwórca w nim nie uczestniczył, określenie wartości przychodu wytwórcy – zdaniem pozwanego – powinno nastąpić przy uwzględnieniu cen, jakie przedsiębiorstwo uzyskałoby, gdyby działało na konkurencyjnym rynku. Prezes URE uznał, iż taka interpretacja dotycząca jego kompetencji do ustalenia korekty rocznej kosztów osieroconych, wynikającej z przepisu art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu (...), jest zgodna z definicją kosztów osieroconych (art. 2 pkt 12) i zasadami uczestnictwa w programie pokrycia kosztów osieroconych, o których mowa w przepisie art. 6 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu (...).

Zgodnie z pkt. 3.3 Metodologii skutek, jaki zobowiązania i gwarancje – stanowiące koszty osierocone – wywierają na konkurencyjność, będzie oceniany na poziomie skonsolidowanym. Pkt. 3.5. Metodologii bowiem stanowi, że zobowiązania lub gwarancje łączące przedsiębiorstwa należące do tej samej grupy nie mogą, jako zasada, być zakwalifikowane jako koszty osierocone. Podobnie w uzasadnieniu projektu do przepisu art. 32 ustawy o rozwiązaniu (...) ustawodawca wskazał, iż część pomocy publicznej nie jest należna, jeżeli wytwórcy mogą uzyskać wsparcie od pozostałych podmiotów w grupie kapitałowej. Ustawodawca zaznaczył również, że zgodnie z wytycznymi Komisji zawartymi w Metodologii, koszty osierocone powinny uwzględniać zyski osiągane przez inne podmioty w grupie kapitałowej.

Prezes URE wskazał, iż analiza danych zgromadzonych od wytwórcy w trakcie postępowania administracyjnego oraz w ramach monitorowania rynku energii elektrycznej oraz danych statystycznych (...) SA wykazała, że cena energii sprzedanej przez (...) SA do spółek obrotu grupy kapitałowej (...) wynosiła 163,49 zł/MWh i była wyższa niż cena 156,93 zł/MWh, po której spółki z grupy kapitałowej (...) sprzedawały energię na konkurencyjnym rynku energii tj. do innych spółek obrotu spoza tej grupy i na giełdę energii. Natomiast średnia cena energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625 z późn. zm., dalej PE) tj. cena energii elektrycznej w obrocie hurtowym ukształtowała się na poziomie 155,44 zł/MWh, zaś cena energii elektrycznej wytworzonej przez Jednostki Wytwórcze Centralnie Dysponowane Opalane Węglem wynosiła 159,05 zł/MWh. Prezes URE stwierdził, że gdyby nawet (...) SA dokonywała samodzielnie transakcji sprzedaży energii elektrycznej na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej, a nie tylko w ramach własnej grupy kapitałowej, sprzedaż ta mogła odbywać się co najmniej po cenie, po której sprzedaży tej energii dokonały spółki z grupy kapitałowej (...) do przedsiębiorstw obrotu spoza własnej grupy i na giełdę energii tj. w warunkach konkurencji. Skoro jednak cena sprzedaży energii elektrycznej przez (...) SA do przedsiębiorstw obrotu z grupy kapitałowej (...) została ukształtowana na poziomie wyższym niż cena sprzedaży energii przez spółki z grupy kapitałowej (...) do spółek obrotu spoza własnej grupy i na giełdę energii, tj. w warunkach konkurencji, to Prezes URE uznał poziom ceny sprzedaży energii elektrycznej przez (...) SA do spółek obrotu z grupy kapitałowej (...) jako relewantny do obliczenia przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. W ocenie pozwanego jedynie taka interpretacja pozwala na rozliczenie kosztów osieroconych zgodnie z ustawą o rozwiązaniu (...) i Metodologią.

Zdaniem pozwanego dla wyniku finansowego grupy kapitałowej może nie mieć znaczenia cena uzyskiwana w transakcji w ramach grupy kapitałowej przez jedno z przedsiębiorstw wchodzących w jej skład. Cena ta może być ustalana swobodnie (z pewnymi ograniczeniami wynikającymi z ryzyka podatkowego) mając na celu interes grupy, w tym wysokość korekty. W interesie grupy kapitałowej (...) jest takie kształtowanie ceny sprzedaży energii uzyskiwanej przez (...) SA, by maksymalizować pozyskiwanie środków z programu pomocy publicznej dla kosztów osieroconych. Gdyby zatem przyjąć do obliczenia wyniku finansowego (...) SA cenę energii elektrycznej uzyskaną przez przedsiębiorstwa z grupy kapitałowej (...) na rynku konkurencyjnym, spowodowałoby to uzyskanie dodatkowych korzyści przez (...) SA będących wynikiem przychodów ze sprzedaży energii w ramach grupy kapitałowej po cenie wyższej niż przyjęta do rozliczenia pomocy publicznej. Prezes URE podkreślił, iż taka sytuacja nie pozostawałaby z pewnością bez wpływu na warunki konkurencji tj. zakłóciłaby warunki konkurencji poprzez możliwość uzyskania dodatkowych przychodów przez (...) S.A., nie będących wynikiem działania na rynku konkurencyjnym. Stałoby to zatem w sprzeczności z Metodologią, czyli koszty powstałe w wyniku spadku ceny energii elektrycznej sprzedanej przez (...) SA nie spełniałyby definicji „właściwych kosztów osieroconych" określonych w pkt 3 Metodologii.

Mając na uwadze powyższe okoliczności Prezes URE uznał, iż przychody przedstawione przez (...) SA w piśmie z dnia 29 czerwca 2009 r. spełniają kryterium art. 27 ust. 4 ustawy o rozwiązaniu (...), stąd rozliczenie kosztów osieroconych dokonane w oparciu o takie przychody spełnia definicję kosztów osieroconych, zawartą w art. 2 pkt 12 tej ustawy.

Pozwany wskazał, iż w ustaleniu Wdkj osiągniętego przez (...) SA w 2008 r. nie uwzględniono kosztów brakujących uprawnień do emisji CO2, bowiem przesłanką warunkującą prawidłowe obliczenie rzeczywistego wyniku finansowego netto z działalności operacyjnej jest dysponowanie informacjami o rzeczywistym poziomie poszczególnych pozycji kosztów wytwórcy. Zgodnie z rozporządzeniem Rady Ministrów z dnia 1 lipca 2008 r. w sprawie przyjęcia Krajowego planu Rozdziału Uprawnień do emisji dwutlenku węgla na lata 2008-2012 dla wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji (Dz. U. z 2008 r. Nr 202, poz. 1248) okres rozliczeniowy tych uprawnień wynosi 5 lat. W tym okresie, zgodnie z zasadami określonymi w ustawie z dnia 22 grudnia 2004 r. o handlu uprawnieniami do emisji do powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji (Dz. U. z 2004 r. Nr 281, poz. 2784 z późn. zm.) podmiot ma możliwość „zarządzania" posiadanymi prawami do emisji poprzez sprzedaż i zakup uprawnień, czy też wykorzystanie w kolejnych latach okresu rozliczeniowego. Możliwe jest także pokrycie niedoboru uprawnień w danym roku uprawnieniami do emisji przyznanymi na następny rok okresu rozliczeniowego oraz przenoszenie uprawnień do emisji między instalacjami, do których prowadzący instalację posiada tytuł prawny. Dopuszczalne jest także wykorzystanie do rozliczeń rocznej emisji otrzymanych jednostek redukcji emisji lub jednostek poświadczonej redukcji emisji. Mając to na uwadze Prezes URE stwierdził, że nie jest możliwe roczne rozliczenie rzeczywistych kosztów zakupu brakujących uprawnień do emisji CO2, o których mowa w piśmie Ministra Gospodarki z dnia 28 kwietnia 2008 r., ze względu na 5- letni okres rozliczenia, o którym mowa w ww. przepisach, dlatego też w ustaleniu Wdkj osiągniętego przez (...) SA w 2008 r. koszty te pominął.

Mając na względzie przepis art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu (...), w ustaleniu korekty rocznej kosztów osieroconych Prezes URE porównuje kwotę kosztów osieroconych wytwórcy, określoną w załączniku nr 3 do ustawy o rozwiązaniu (...) z wypłaconymi temu wytwórcy zaliczkami na pokrycie kosztów osieroconych w 2008 r. i uzyskanym wynikiem finansowym netto na rynku konkurencyjnym w stosunku do prognozowanego wyniku przy kalkulacji kwoty kosztów osieroconych, określonego w załączniku nr 5 do tej ustawy.

Stosownie do art. 32 ustawy o rozwiązaniu (...), ustaloną przez Prezesa URE korektę kosztów osieroconych, koryguje się u wytwórcy, który zawarł umowę rozwiązującą kontrakty długoterminowe i wchodzi w skład grupy kapitałowej, zgodnie z przesłankami określonymi w tym przepisie. W skład podmiotów objętych programem pomocy publicznej oraz będących w tej grupie kapitałowej, do których odnosi się ustawa o rozwiązaniu (...), wchodzą: (...) SA, (...) SA, (...) SA, (...) SA, (...) Sp. z o.o., (...) SA oraz (...) SA. (...) SA wszyscy wymienieni wytwórcy otrzymują rekompensaty na pokrycie kosztów osieroconych. (...) SA uczestniczy w programie pomocy publicznej, nie pobierając środków na pokrycie tych kosztów. Istotą art. 32 ustawy o rozwiązaniu (...) jest, aby wytwórcy korzystali ze wsparcia innych podmiotów będących w grupie kapitałowej i uczestniczących w rozliczeniu kosztów osieroconych przed korzystaniem z pomocy publicznej. Koszty osierocone powinny uwzględniać zyski osiągane przez inne podmioty w grupie kapitałowej.

Do rozliczenia kosztów osieroconych sześciu wytwórców wchodzących w skład grupy kapitałowej (...), Prezes URE wykorzystał dane i informacje przedstawione przez (...) SA . Zgodnie z tymi danymi i oświadczeniem (...) SA o liczbie jednostek wytwórczych przyjętych w załączniku nr 7 do Ustawy, uczestniczących w ustalaniu korekty kosztów osieroconych i sposobie ich uwzględnienia w korekcie oraz stosownie do art. 33 ustawy o rozwiązaniu (...), w ustaleniu korekty kosztów osieroconych za 2008 r. uwzględniono jedną jednostkę wytwórczą tego podmiotu - (...), bowiem wartość nakładów inwestycyjnych poniesionych od 1 stycznia 2005 r. do końca 2008 r. nie przekroczyła 100% jej wartości księgowej netto na dzień 1 stycznia 2005 r. W przypadku drugiej jednostki wytwórczej - (...), wartość poniesionych nakładów inwestycyjnych od 1 stycznia 2005 r. do 31 marca 2008 r. przekroczyła wartość księgową netto tej jednostki na dzień 1 stycznia 2005 r. Prezes URE przeprowadził weryfikację wielkości modelowych przyjętych do ustalenia maksymalnych kosztów osieroconych i innych wielkości określonych w załącznikach do ustawy o rozwiązaniu (...) z rzeczywistymi danymi przedstawionymi przez (...) SA do ustalenia korekty kosztów osieroconych za 2008 r., stwierdzając, że przyjęte do określenia wielkości modelowe dla roku 2008 odpowiadają warunkom rzeczywistym przedstawionym przez (...) SA.

Rzeczywisty, dodatni wynik finansowy (...) SA, uwzględniany jest przy obliczaniu wielkości korekty kosztów osieroconych każdego z wytwórców biorących udział w programie pomocy publicznej w następujący sposób: obliczony zgodnie z art. 27 ust. 4 ustawy o rozwiązaniu (...), wynik finansowy (...) SA, został przydzielony do każdego z wytwórców na podstawie udziału kwoty maksymalnej wysokości kosztów osieroconych dla poszczególnych wytwórców (określonej w załączniku nr 2 do ustawy o rozwiązaniu (...)) w całkowitej maksymalnej kwocie kosztów osieroconych wszystkich wytwórców uczestniczących w programie pomocy publicznej i jednocześnie należących do grupy kapitałowej (...) (tj. włącznie z (...) SA). Udział ten dla (...) SA wyniósł 0,106.

W trakcie prowadzonego postępowania administracyjnego przeprowadzono weryfikację wielkości modelowych przyjętych do ustalenia maksymalnych kosztów osieroconych określonych w Załączniku nr 2 do ustawy o rozwiązaniu (...) z rzeczywistymi danymi przedstawionymi przez (...) SA do ustalenia korekty kosztów osieroconych za 2008 r.

Stosownie do art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu (...), wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych za 2008 r. dla (...) SA została ustalona w sposób następujący:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

Koz3(i-i) - kwotę kosztów osieroconych dla danego wytwórcy określoną w załączniku nr 3do ustawy, dla roku poprzedzającego dany rok kalendarzowy "i", i -rok, w którym jest obliczana korekta roczna kosztów osieroconych,

j - kolejne lata między rokiem 2007 a rokiem poprzedzającym dany rok kalendarzowy "i",

sj - stopę aktualizacji, o której mowa w art. 18 ust. 2,

AWdk(i-i) - różnica między rzeczywistą wartością wyniku finansowego netto z działalności operacyjnej, skorygowany o 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,

Kozw(i-i) - wypłaconą wytwórcy kwotę zaliczek na poczet kosztów osieroconych w roku poprzedzającym dany rok kalendarzowy "i",

ri - stopę dyskonta, określoną w załączniku nr 6 do ustawy.

Prezes URE wskazał, iż kwota kosztów osieroconych Koz3p-i) dla (...) SA dla 2008 r. wyniosła 126 322 430 zł, tj. 75% kwoty określonej w załączniku nr 3 do ustawy o rozwiązaniu (...).

Zgodnie z definicją zawartą w art. 18 ust. 2 ustawy o rozwiązaniu (...), „sj" oznacza stopę aktualizacji 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". Rentowność pięcioletnich obligacji skarbowych emitowanych na najbliższy dzień poprzedzający 30 czerwca 2007 r. została ogłoszona przez Ministerstwo Finansów w ww. Komunikacie z dnia 20 czerwca 2007 r. Rentowność pięcioletnich obligacji skarbowych emitowanych na najbliższy dzień poprzedzający 30 czerwca 2008 r. została ogłoszona przez Ministerstwo Finansów w ww. Komunikacie z dnia 7 maja 2008 r. Stopa kredytu redyskontowego oraz stopa depozytowa NBP obowiązujące w dniu 30 czerwca 2007 r. zostały określone ww. uchwałą Rady Polityki Pieniężnej z dnia 27 czerwca 2007 r. Stopa kredytu redyskontowego oraz stopa depozytowa NBP obowiązujące w dniu 30 czerwca 2008 r. zostały określone ww. uchwałą Rady Polityki Pieniężnej z dnia 25 czerwca 2008 r.

W związku z powyższym, obliczone wysokości stóp aktualizacji „sj" wyniosły odpowiednio: -dla roku 2007 -7,230%; -dla roku 2008- 7,905%.

ΔWdk(i-1) wyniosła w 2008 r. 2 998 518 zł. Do wyliczenia tej różnicy przyjęto wartość rzeczywistego wyniku finansowego, zgodnie z algorytmem zawartym w art. 27 ust. 4, na poziomie 39 986 090 zł oraz wartość prognozowanego wyniku na poziomie 36 987 572 zł, tj. 75% kwoty określonej w załączniku nr 5 do ustawy o rozwiązaniu (...).

Obliczając rzeczywisty wynik finansowy na podstawie wzoru zawartego w art. 27 ust. 4 ustawy o rozwiązaniu (...) [Wdkj = (Dj - Kj) (1 - Tj) + Aj] Prezes URE, na podstawie zgromadzonego w przedmiotowej sprawie materiału dowodowego przyjął:

Dj - przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych na rynku konkurencyjnym w wysokości 997 781 500 zł,

Kj - koszty działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych w wysokości 1 052 499 610 zł,

Tj - obowiązującą w 2008 roku stawkę podatku dochodowego od osób prawnych równą zero,

Aj - amortyzację w odniesieniu do rzeczowych środków trwałych związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej, o których mowa w symbolu (...) (art. 27 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu (...)), obliczaną zgodnie z przepisami ustawy z dnia 15 lutego 1992 o podatku dochodowym od osób prawnych, dla roku kalendarzowego "j", przy czym wartość amortyzacji dla roku, w którym wygasa najdłuższa umowa długoterminowa danego wytwórcy, pomniejsza się proporcjonalnie do ilości dni obowiązywania tej umowy w tym roku - w wysokości 94 704 200 zł. Wszystkie wielkości uwzględnione w obliczeniu wartości rocznej korekty kosztów osieroconych (poza wskaźnikami) przyjęto w wysokości 75% (tj. dla okresu II-IV kwartał 2008 r.).

Dostosowanie wielkości „Dj" w algorytmie określonym w art. 24 ust 4 ustawy o rozwiązaniu (...) do ustalania wielkości przychodów z rynku konkurencyjnego, z uwzględnieniem ceny energii sprzedawanej przez grupę kapitałową na konkurencyjny rynek energii (a nie przez wytwórcę do spółek zajmującej się obrotem w tej samej grupie kapitałowej), pozwalało – zdaniem pozwanego – na dokonanie rozliczenia pomocy udzielonej (...) SA w 2008 r. w wysokości określonej w załączniku nr 3 do ustawy.

Stosownie do zapisu art. 27 ust. 4 ustawy o rozwiązaniu (...), w przypadku gdy różnica przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych na rynku konkurencyjnym i kosztów działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych, pomniejszona o koszty finansowe wynikające z zobowiązań związanych z umowami długoterminowymi oraz koszty finansowe konieczne do poniesienia ze względu na utrzymanie płynności finansowej jest ujemna, to należy przyjąć stawkę podatku dochodowego od osób prawnych równą zero. W toku prowadzonego postępowania Prezes URE ustalił, że przedmiotowa różnica jest ujemna, a więc zachodzą przesłanki do przyjęcia stawki podatku dochodowego równej zero.

(...) SA w 2008 r. kwota zaliczek na poczet kosztówosieroconych Kozw(i-1) za II-IV kwartał wyniosła, zgodnie z załącznikiem nr 4 do ustawy o rozwiązaniu (...) 126 322 431 zł.

Uwzględniając zapisy art. 32 ustawy o rozwiązaniu (...), obliczony został rzeczywisty osiągnięty w 2008 r. Wdkj (...) SA, a następnie porównany z prognozowanym z załącznika nr 5 ustawy o rozwiązaniu (...). W ocenie Prezesa URE argumenty dotyczące braku działania (...) SA na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej, ze względu na sprzedaż większości energii elektrycznej w ramach grupy kapitałowej, miały zastosowanie do (...) S.A., w związku z czym należało ocenić, czy i w jakim zakresie fakt uczestniczenia (...) SA w grupie (...) wywarł wpływ na ukształtowanie się ceny energii elektrycznej sprzedawanej przez (...) S.A., tj. czy (...) S.A. prowadziła sprzedaż energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym.

Zdaniem pozwanego analiza danych zgromadzonych od (...) SA w trakcie postępowania administracyjnego oraz w ramach monitorowania rynku energii elektrycznej, a także danych statystycznych (...) SA wykazała, że cena energii sprzedanej przez (...) SA do spółek obrotu grupy (...) SA wynosiła 142,16 zł/MWh i była niższa niż cena 156,93 zł/MWh, po której spółki z grupy (...) sprzedawały energię na konkurencyjnym rynku energii tj. do innych spółek obrotu spoza grupy i na giełdę energii. Średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625 z późn. zm.), tj. cena energii elektrycznej w obrocie hurtowym ukształtowała się na poziomie 155,44 zł/MWh, zaś cena energii elektrycznej wytworzonej przez Jednostki Wytwórcze Centralnie Dysponowane Opalane Węglem wynosiła 159,05 zł/MWh . W tym czasie ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych wzrosły o ok. 30%. Przedsiębiorstwa z grupy kapitałowej (...), działając na rynku konkurencyjnym, mimo presji przedsiębiorstw konkurencyjnych uzyskiwały cenę wyższą, niż cena uzyskiwana przez (...) SA. Dlatego też Prezes URE uznał, że transakcje zawierane przez (...) SA w ramach grupy kapitałowej są transakcjami dokonywanymi zgodnie ze strategią grupy w oparciu o ceny transferowe, które służą do realizacji celów i strategii grupy kapitałowej. Gdyby bowiem (...) SA dokonywała samodzielnie transakcji sprzedaży energii elektrycznej na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej, sprzedaż ta mogła odbywać się co najmniej po cenie, po której sprzedaży tej energii dokonały przedsiębiorstwa z grupy kapitałowej (...) na konkurencyjnym rynku energii. Prezes URE uznał więc ten poziom cen jako relewantny do obliczenia przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym i uwzględnienia odpowiedniego udziału tego przychodu przy obliczaniu wielkości korekty kosztów osieroconych dla (...) SA.

W związku z tym do wyliczenia Wdkj (...) SA, przyjęto następujące wielkości:

Dj - przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych na rynku konkurencyjnym w wysokości 2 213 023 328 zł,

Kj - koszty działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych w wysokości 1 736 929 618 zł,

Tj - obowiązującą w 2008 roku stawkę podatku dochodowego od osób prawnych równą 19%,

ΔWdk(i-1) wyniosła w 2008 r. kwotę 247 114 975 zł. Do wyliczenia tej różnicy przyjęto wartość rzeczywistego wyniku finansowego, zgodnie z algorytmem zawartym w art. 27 ust. 4 na poziomie (+) 476 093 710 zł oraz wartość prognozowanego wyniku na poziomie (+) 371 498 171 zł, tj. 75% kwoty określonej w załączniku nr 5 do ustawy o rozwiązaniu (...).

Analogicznie jak w przypadku (...) SA, w ustaleniu Wdkj osiągniętego przez (...) SA w 2008 r. nie uwzględniono kosztów brakujących uprawnień do emisji CO2. W przypadku (...) SA emisja rzeczywista była większa niż emisja wynikająca z liczby posiadanych uprawnień na dzień 31 grudnia 2008 r. W celu rozliczenia uprawnień do emisji (...) SA na pokrycie niedoboru wykorzystała także część uprawnień z przyszłego okresu (tj. przydzielonych na 2009 r.).

W odniesieniu do (...) SA wszystkie wielkości uwzględnione w obliczeniu Wdkj za 2008 r. (poza wskaźnikami) przyjęto w wysokości 75% (tj. dla okresu II-IV kwartał 2008 r.).

Część skalkulowanego wyniku finansowego Wdkj, przypadającą na (...) S.A. – po zastosowaniu ww. wskaźnika podziału w wysokości 0,106 – wynosi 26 240 718 zł.

Na podstawie analizy zgromadzonego materiału dowodowego Prezes URE ustalił dla (...) S.A. wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych dla 2008 r., która wynosi: 17 317 680 zł. Po uwzględnieniu ww. części wyniku finansowego Wdkj (...) S.A., ostateczna kwota korekty dla (...) S.A. wyniosła minus 8 923 037 zł, którą to kwotę (...) S.A. jest obowiązana zwrócić (...) S.A. za 2008 r z tytułu naliczonej korekty - stosownie do przepisu art. 34 ust. 1 pkt 1 lit. b KDT.

Od powyższej decyzji powód (...) S.A. w N. wniósł odwołanie zarzucając:

1) błędne ustalenie i oparcie na tym błędnym ustaleniu zaskarżonej decyzji URE, że powód i (...) nie działają na konkurencyjnym rynku energii elektrycznej, co pozostaje w sprzeczności z wcześniejszym jednoznacznym stanowiskiem Prezesa URE stwierdzającym, że powód działa na rynku konkurencyjnym i z tego powodu w szczególności, nie jest obowiązany do przedkładania Prezesowi URE do zatwierdzenia stosowanych przez siebie taryf (...) S.A..

2) naruszenie art.249 TWE, art.2 pkt 12 ustawy (...), art. 30 ust. 1 ustawy (...) i art. 32 ustawy (...), naruszenie, w szczególności art. 4 ust. 1 i 2, Decyzji Komisji z dnia 25 września 2007 r. w sprawie pomocy państwa udzielonej przez Polskę w ramach umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej oraz pomocy państwa, której Polska planuje udzielić w ramach rekompensaty z tytułu dobrowolnego rozwiązania umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej oraz naruszenie art. 6 k.p.a., poprzez m.in. bezpodstawne przyjęcie, ze ustawa (...) pozostaje w sprzeczności z prawem europejskim i niezastosowanie lub błędne zastosowanie wskazanych przepisów ustawy (...) w zakresie ustalenia korekty rocznej kosztów osieroconych powoda i oparcie tego ustalenia na pozaprawnych przesłankach i arbitralnych ustaleniach dokonanych przez Prezesa URE, w szczególności :

a. skorygowanie korekty rocznej kosztów osieroconych powoda niezgodnie z zasadami dotyczącymi wytwórców wchodzących w skład grupy kapitałowej zawartymi w art. 32 ustawy (...);

b. obliczenie i uzasadnienie wielkości korekty rocznej kosztów osieroconych powoda niezgodnie z wzorami matematycznymi zawartymi w art. 30 ust. 1 i 32 ustawy (...), w szczególności poprzez przyjęcie hipotetycznego wyniku finansowego (...);

c. nieuwzględnienie w kalkulacji rocznej kosztów osieroconych powoda ponoszonych kosztów uprawnień do emisji CO2.

3) naruszenie art. 30 ust. 1 ustawy (...) oraz art.6 k.p.a., art. 19 k.p.a. oraz art. 20 k.p.a. poprzez zaniechanie dokonania przez Prezesa URE wykładni przepisów ustawy o (...), do czego Prezes URE był zobowiązany jako organ stosujący prawo i prowadzący postępowania zakończone wydaniem zaskarżonej Decyzji i posłużenie się wykładnią dokonana przez inne organy państwowe, niewłaściwe i nieupoważnione do dokonywania wiążącej wykładni prawa w niniejszej sprawie;

4) naruszenie art. 7 k.p.a., art. 77 § 1 k.p.a. oraz art. 80 k.p.a. poprzez wydanie zaskarżonej Decyzji URE bez należytego przeprowadzenia postępowania dowodowego i bez prawidłowego rozważenia zebranego materiału dowodowego;

5) naruszenie art. 11 k.p.a., art. 107 § 1 i 3 k.p.a. poprzez wydanie Decyzji URE bez należytego jej uzasadnienia;

6) naruszenie art. 9 k.p.a., art. 10 k.p.a. i art. 73 k.p.a. poprzez faktyczne uniemożliwienie powodowi zapoznania się z aktami postępowania oraz wypowiedzenia się na temat zebranych w postępowaniu dowodów i materiałów;

7) naruszenie art.74 k.p.a. poprzez ograniczenie dostępu powoda do akt sprawy.

W związku z wniesionymi zarzutami powód wniósł o zmianę w całości zaskarżonej Decyzji URE poprzez ustalenie dla roku 2008, korekty rocznej kosztów osieroconych dla powoda w kwocie dodatniej 33.454.396 zł, podlegającej wypłaceniu przez (...) S.A. ewentualnie, o uchylenie Decyzji URE w całości.

Ponadto powód wniósł o zasądzenie kosztów procesu według spisu przedstawionego na rozprawie.

Pozwany Prezes URE wniósł o oddalenie odwołania i zasądzenie na jego rzecz kosztów postępowania według norm przepisanych.

Po raz pierwszy rozpoznając odwołanie powoda, wyrokiem z dnia 26 maja 2010 r. Sąd Okręgowy w Warszawie - Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów zmienił zaskarżoną decyzję w ten sposób, że ustalił dla roku 2008 wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych dla (...) S.A. w N. w kwocie dodatniej 33.454.396 zł podlegającej wypłaceniu (...) S.A. w N. przez (...) SA z siedzibą w W. oraz zasądził od Skarbu Państwa - Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki na rzecz (...) S.A. w N. kwotę 100 zł z tytułu zwrotu opłaty sądowej od odwołania oraz kwotę 720 zł tytułem kosztów zastępstwa procesowego.

Za bezsporne Sąd Okręgowy uznał, że dla rozliczenia kosztów osieroconych za 2008 rok należało przyjąć niepełny rok kalendarzowy, tj. okres od II do IV kwartału, z uwagi na ustawowy termin - 1 kwietnia 2008 r. - wejścia w życie umów rozwiązujących kontrakty długoterminowe. Ponadto za bezsporne Sąd ten przyjął zastosowanie przy wyliczeniu wysokości kosztów osieroconych wzory określonego w art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu (...), przyjmując wskazane w uzasadnieniu decyzji wielkości dla poszczególnych symboli. Wskazując, iż w 2008 r. wypłacono powodowi kwotę 126. 322. 431 zł. tytułem zaliczek na poczet kosztów osieroconych, Sąd Okręgowy jednocześnie za niesporny uznał fakt, że powód sprzedawał w okresie trzech kwartałów 2008 r. energię uwolnioną z zawartych wcześniej kontraktów długoterminowych po cenie 142,16 zł/MWh do spółek (...), czyli po cenie niższej od ceny, po której spółki z grupy kapitałowej sprzedawały energię podmiotom spoza grupy (156,93 zł/MWh).

W ocenie Sądu Okręgowego, pozwany nie udowodnił, że sprzedając energię elektryczną wewnątrz grupy kapitałowej powód robił to z pominięciem reguł rynkowych. Zdaniem tego Sądu okoliczność ta objęta jest jedynie domniemaniem powoda, wynikającym z faktów: powiązania kapitałowego, sprzedaży w ramach kontraktów długoterminowych w I kw. 2008 r. energii elektrycznej po cenie 216,01 zł/MWh, zaś w pozostałych trzech kwartałach 2008 r. energii uwolnionej z zawartych wcześniej kontraktów długoterminowych po cenie 139,26 zł/MWh, sprzedaży energii przez spółki z grupy kapitałowej podmiotom spoza grupy po cenie 156,93 zł/MWh oraz wysokości średniej ceny sprzedaży energii elektrycznej w obrocie hurtowym na poziomie 155,44 zł/MWh, a ceny energii elektrycznej wytworzonej przez Jednostki Wytwórcze Centralnie Dysponowane Opalane Węglem - 159,05 zł/MWh. Sąd Okręgowy uznał iż konstruowanie przez Prezesa URE domniemań faktycznych zastosowanych przez pozwanego przy podejmowaniu zaskarżonej decyzji było nieuzasadnione, gdyż sam fakt przynależności do grupy kapitałowej nie oznacza automatycznie, że wszystkie transakcje realizowane wewnątrz grupy nie są oparte na zasadach wolnego rynku, chociaż bezsprzecznie, powiązanie kapitałowe daje możliwość oddziaływania na sferę autonomii poszczególnych podmiotów. Ingerencja w sferę autonomii poszczególnych podmiotów miałaby – w ocenie tego Sądu - uzasadnienie, gdyby dawało to korzyści całej, hipotetycznej, grupie kapitałowej, a nie jedynie wywoływało skutki wewnętrzne. Sąd ten podkreślił, że rynek produkcji energii elektrycznej został uznany przez Prezesa URE za konkurencyjny, co miało swój wyraz zwolnieniem podmiotów wytwarzających energię z obowiązku przedstawiania taryf, stosownie do treści art.49 ustawy Prawo energetyczne. Ponadto Sąd pierwszej instancji zauważył, że ustawodawca przewidział okoliczność działania podmiotów w grupach kapitałowych, przewidując korektę wysokości kosztów osieroconych w parciu o zasady określone w art. 32 ustawy o (...). Jednakże – w ocenie Sądu pierwszej instancji wyprowadzanie wniosku, że stosowane przez powoda nie mają charakteru cen rynkowych z porównania ich średniej wysokości z innymi średnimi cenami nie miało dostatecznego logicznego uzasadnienia, gdyż średnie ceny (tworzone jak w niniejszej sprawie metodą średniej ważonej) są rezultatem uśrednienia cen zawierających się w pewnym przedziale, co z zasady oznacza, że występują ceny wyższe i niższe od średniej. Zatem ceny stosowane przez powoda mogą się zawierać w przedziale cen branych pod uwagę przy obliczaniu średniej. Dotyczy to zarówno cen występujących na całym rynku, jak i cen stosowanych w grupie kapitałowej, do której należy powód. W konsekwencji – zdaniem tego Sądu – pozwany naruszył art. 30 ust. 1 ustawy (...) i art. 32 ustawy (...), a w rezultacie obliczył wielkość korekty rocznej kosztów osieroconych powoda niezgodnie z wzorami matematycznymi zawartymi w art. 30 ust. 1 ustawy (...) i skorygował korektę roczną kosztów osieroconych powoda niezgodnie z zasadami dotyczącymi wytwórców wchodzących w skład grupy kapitałowej zawartymi w art. 32 ustawy (...). W ocenie Sądu pierwszej instancji naruszeniem powyższych norm było również nieuwzględnienie w kalkulacji rocznej kosztów osieroconych powoda ponoszonych kosztów uprawnień do emisji C02.

Po wydaniu wyroku przez Sąd Okręgowy doszło do następstwa prawnego po stronie powodowej. Powodem jest obecnie (...) S.A. w B. w wyniku połączenia m.in. z (...) S.A. w N..

Rozpoznając apelację strony pozwanej od powyższego wyroku Sądu pierwszej instancji, Sąd Apelacyjny wyrokiem z dnia 12 marca 2012 r., w sprawie o sygn. akt VI ACa 1021/11, uchylił zaskarżony wyrok i przekazał sprawę Sądowi Ochrony Konkurencji i Konsumentów do ponownego rozpoznania, pozostawiając temu Sądowi rozstrzygnięcie o kosztach postępowania apelacyjnego. Sąd Apelacyjny wskazał, iż Sąd pierwszej instancji dokonał błędnych ustaleń faktycznych, a przez to również błędnej oceny prawnej przedmiotu sprawy. Błędy te wynikały z rozpoznania przez Sąd Okręgowy w tym samym składzie kilku jednorodzajowych spraw z odwołań wytwórców energii elektrycznej działających w ramach grupy kapitałowej (...) S.A. od decyzji Prezesa URE w sprawie ustalenia wysokości korekt rocznych kosztów osieroconych dla roku 2008 i sporządzenie przez Sąd pierwszej instancji nieomal jednobrzmiących uzasadnień w tych sprawach, bez uwzględnienia różnic występujących w sytuacji tych wytwórców. Uzasadnienie wyroku – poza oczywistymi błędami – cechował ponadto taki stopnień ogólności, iż zasadnie można było postawić temu Sądowi zarzut nierozpoznania istoty sprawy.

Sąd Apelacyjny wskazał przede wszystkim, iż brak jest w zaskarżonej decyzji Prezesa URE stwierdzeń – znajdujących się w uzasadnieniu zaskarżonego wyroku – dotyczących sprzedaży w ramach kontraktów długoterminowych w I kw. 2008 r. energii elektrycznej po cenie 216,01 zł/MWh, zaś w pozostałych trzech kwartałach 2008 r. energii uwolnionej z zawartych wcześniej kontraktów długoterminowych po cenie 139,26 zł/MWh. Błędnie także Sąd pierwszej instancji przyjął, że z ustaleń Prezesa URE wynika, iż powód sprzedawał energię elektryczną w ramach grupy kapitałowej po cenach niższych, aniżeli ceny uzyskiwane przez członków tej grupy na rynku sprzedaży energii podmiotom spoza tej grupy, tj. po cenie 142,16 zł/MWh. Tymczasem Prezes URE wskazał, iż cena energii sprzedanej przez (...) SA do spółek obrotu grupy kapitałowej (...) wynosiła 163,49 zł/MWh i była wyższa niż cena 156,93 zł/MWh, po której spółki z grupy kapitałowej (...) sprzedawały energię na konkurencyjnym rynku energii tj. do innych spółek obrotu spoza tej grupy i na giełdę energii. Cena ta była również wyższa od średniej ceny energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625 z późn. zm., dalej PE) tj. ceny energii elektrycznej w obrocie hurtowym, która w tym okresie ukształtowała się na poziomie 155,44 zł/MWh, zaś cena energii elektrycznej wytworzonej przez Jednostki Wytwórcze Centralnie Dysponowane Opalane Węglem wynosiła 159,05 zł/MWh. Prezes URE uznał więc poziom ceny sprzedaży energii elektrycznej przez (...) SA do spółek obrotu z grupy kapitałowej (...) jako relewantny do obliczenia przychodu ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym.

Problemem w sprawie niniejszej nie było zatem uznanie, iż Powód osiągał przychody ze sprzedaży energii elektrycznej w ramach własnej grupy kapitałowej, które to transakcje Prezes URE potraktował jako dokonane na rynku niekonkurencyjnym. Tymczasem cała argumentacja Sądu pierwszej instancji opierała się właśnie na takim założeniu, natomiast w rozważaniach tego Sądu całkowicie została pominięta rola wyników finansowych osiąganych przez innego członka grupy kapitałowej – (...) S.A. – w ustalaniu wysokości korekty rocznej kosztów osieroconych dla powoda, co stanowiło oś sporu w sprawie niniejszej. Prezes URE bowiem – wbrew stanowisku powoda zawartym w odwołaniu – przy ustalaniu wysokości korekty rocznej kosztów osieroconych dla powoda na poziomie skonsolidowanym, nie tylko uwzględnił przychody (...) S.A. osiągnięte w trzech kwartałach 2008 r., ale także przyjął dla obliczeń tej korekty wysokość tych przychodów przy uwzględnieniu ceny energii, jaką Elektrownia (...) uzyskałaby sprzedając wytworzoną przez siebie energię na rynku konkurencyjnym, tj. odbiorcom spoza grupy kapitałowej i na giełdę energii. Wszystkie problemy faktyczne i prawne wynikające z przyjęcia przez Prezesa URE takiej metodologii obliczania kosztów osieroconych i ich korekty rocznej dla powoda zostały przez Sąd pierwszej instancji bądź zupełnie pominięte, bądź potraktowane na tyle ogólnikowo, iż właściwie uzasadnienie zaskarżonego wyroku nie poddawało się kontroli instancyjnej. Sąd pierwszej instancji przede wszystkim nie wyjaśnił w jaki sposób obliczył wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych dla powoda ustalonej w zaskarżonym wyroku, przypuszczalnie opierając się na wyliczeniach przyjętych przez powoda. Wyliczenia te opierały się na założeniu, że omawiany przepis nie pozwala na przypisanie powoda i (...) SA do tej samej grupy kapitałowej. Tezę taką powód podniósł w odpowiedzi na odwołanie (pkt.VI.64 odwołania) wskazując, że ustalenie, iż powód i (...) S.A. należą do tej samej grupy kapitałowej jest sprzeczne z załącznikiem nr 7 do Ustawy. Jeżeli Sąd pierwszej instancji podzielił pogląd powoda w tym zakresie, to powinien był dać temu wyraz w uzasadnieniu zaskarżonego wyroku, wyjaśniając ponadto dlaczego uznał to stanowisko za przekonujące. Tymczasem Sąd pierwszej instancji nie tylko się do tej kwestii nie odniósł, ale nie zauważył, iż taka „kwestia” w sprawie niniejszej wystąpiła. Z ustaleń Sądu pierwszej instancji wynika bowiem, iż uznał on, że (...) S.A. wchodzi w skład tej samej grupy kapitałowej co powód, zaś konsekwencją tego winno być uwzględnienie tego faktu przy zastosowaniu ustalania korekty kosztów osieroconych według reguł wynikających z art. 32 ustawy (...).

Sąd Apelacyjny polecił Sądowi Okręgowemu przy ponownym rozpoznaniu sprawy dokonanie przede wszystkim prawidłowych ustaleń faktycznych w oparciu o dowody zaoferowane przez strony – w tym również w postępowaniu apelacyjnym – dokonując oceny terminowości ich zgłoszenia. Na podstawie poczynionych ustaleń faktycznych Sąd pierwszej instancji miał ocenić zasadność zgłoszonych w odwołaniu powoda zarzutów, odnosząc się do wszystkich spornych między stronami kwestii – tj. ustalenia jaki rynek należy uznać za konkurencyjny, oceny konkurencyjności rynku w odniesieniu do transakcji dokonywanych w ramach tej samej grupy kapitałowej, oceny zasadności metodologii przyjętej przez pozwanego przy ustalaniu wysokości korekty rocznej kosztów osieroconych – w tym odniesienie się do dokumentów wskazanych przez Prezesa URE w zaskarżonej decyzji w zakresie przyznania temu organowi kompetencji do stosowania takiej interpretacji przepisów prawa krajowego, która jest zgodna z celami ustawy (...) wynikającymi prawa unijnego. Sąd Okręgowy powinien także ocenić, czy wynik finansowy (...) S.A. mógł być w ogóle uwzględniany przy ustalaniu dla powoda wysokości korekty kosztów na poziomie skonsolidowanym, a jeśli tak, to w odniesieniu do jakiego poziomu cen – rzeczywistego, czy osiąganego przez przedsiębiorstwa obrotu w transakcjach z podmiotami spoza grupy kapitałowej. Sąd Okręgowy winien mieć przy tym na uwadze cel ustawy o rozwiązaniu (...), jakim jest udzielanie pomocy publicznej wytwórcom energii dla osiągnięcia konkurencyjności tego rynku, nie zaś dla promowania zachowań, które odnoszą skutek antykonkurencyjny. Sąd pierwszej instancji winien był także odnieść się do kwestii spornej, jaką jest zaliczanie do kosztów działalności operacyjnej, uwzględnianych przy wyliczeniach korekty, czynionych przez powoda (i ewentualnie (...) Elektrownię (...)) rezerw na zakup uprawnień do emisji CO2.

Po ponownym rozpoznaniu sprawy wyrokiem z dnia 12 listopada 2012 roku Sąd Okręgowy w Warszawie - Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów

I. zmienił zaskarżoną decyzję w ten sposób, że ustalił dla roku 2008 wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych dla (...) S.A. z siedzibą w B. (dawne (...) S.A. z siedzibą w N.) w kwocie dodatniej (+) 33 454 396,00 zł podlegającej wypłaceniu (...) S.A. z siedzibą w B. przez (...) Spółka Akcyjna z siedzibą w W.;

II. zasądził od Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki na rzecz (...) S.A. z siedzibą w B. kwotę 1574,00 złote tytułem kosztów postępowania.

Podstawą rozstrzygnięcia Sądu Okręgowego były następujące ustalenia:

(...) S.A. w N. jest podmiotem – wytwórcą w rozumieniu art. 2 pkt 7 ustawy o rozwiązaniu (...)uwzględnionym w kalkulacji kosztów osieroconych wytwórców i uwzględnianym w korektach kosztów osieroconych według załącznika nr 7 do tej ustawy. Zgodnie z tym załącznikiem uwzględniane dla (...) SA jednostki wytwórcze w kalkulacji kosztów osieroconych i korekcie kosztów osieroconych obejmują:

1. Elektrownia (...) - bloki 1,2;

2. Elektrownia (...) 1,2;

3. Elektrownia (...) - bloki 7,8;

4. Elektrownia (...) - bloki 3,4;

5. Elektrownia (...) - bloki 5,6;

6. EC S..

Stosownie do załącznika nr 2 do ustawy o rozwiązaniu (...) maksymalna wysokość kosztów osieroconych dla (...) SA na dzień 1 stycznia 2007 r. wynosiła 633 496 000,00 zł. Natomiast na rok 2008 była przewidziana kwota 168 429 907,00 zł dla wyniku finansowego prognozowanego na poziomie 49 316 763,00 zł, a stanowiącego wartość netto z działalności operacyjnej, skorygowanego o amortyzację, dostępnego do obsługi zainwestowanego kapitału własnego i obcego. (...) SA otrzymała zaliczkę na poczet kosztów osieroconych za rok 2008, w wysokości 126 322 431,00 zł, zaś pismem z dnia 29 sierpnia 2008 r. złożyła oświadczenie o wyborze sposobu dokonania korekty rocznej kosztów osieroconych za rok 2008 odpowiadającemu art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu (...). Na żądanie Prezesa URE zostały przekazane przez (...) SA 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 (...) (art. 28 ustawy o rozwiązaniu (...)). Prezes URE dysponował także danymi (...) SA oraz danymi grupy (...), do której należą m. in.: (...) S.A., (...) S.A., (...) S.A., (...) SA, (...) S.A., (...) S.A., (...) Sp. z o.o. , (...) S.A., (...) SA, (...) SA, (...) Sp. z o.o., (...) SA, (...) S.A., (...) S.A., (...) Sp. z o.o., (...) SA, (...) S.A., (...) S.A., (...) S.A.

Sąd pierwszej instancji wskazał, iż dla obliczenia korekty rocznej kosztów osieroconych przypadających (...) S.A. w N. należało dokonać następujących po sobie działań przewidzianych ustawą o rozwiązaniu (...) 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. 32

Prezes URE ustalił wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych, oznaczoną symbolem „∆Ko(i-1)", dla roku 2008 według wzoru:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

K oz3(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 2008 roku wyniosła dla wytwórcy 126 322 430 zł (proporcjonalnie za II-IV kwartał),

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

j — kolejne lata między rokiem 2007 a rokiem poprzedzającym dany rok kalendarzowy „i",

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 - 7,230%, (ii) za rok 2008 - 7,905%,

∆W dk(i-l) — 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 2 998 518 zł,

K ozw(i-1) —wypłaconą wytwórcy kwotę zaliczek na poczet kosztów osieroconych w roku poprzedzającym dany rok kalendarzowy „i", zaliczki wypłacone za 2008 r. wynosiły 126 322 431 zł,

r1 — stopę dyskonta, określoną w załączniku nr 6 do ustawy, dla kolejnych lat wynoszącą 11,2%.

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 2008 dla (...) SA wynosiła 168 429 907 zł; Prezes URE przyjął 126 322 430 zł (proporcjonalnie za II-IV kwartał),

(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 2008 dla (...) SA wynosiła 49 316 763 zł; Prezes URE przyjął 36 987 572 zł (proporcjonalnie za II-IV kwartał),

(iii) ∆W dk(i-l) 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 (...) 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,

(iv) Wdkj rzeczywista wartość wyniku finansowego na poziomie 39 986 090 zł po przyjęciu danych do wzoru Wdkj= (Dj-Kj) (1 -Tj) + Aj:

Dj - przychody ze sprzedaży energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych na rynku konkurencyjnym w wysokości 997 781 500 zł,

Kj - koszty działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych w wysokości 1 052 499 610 zł,

Tj - obowiązującą w 2008 roku stawkę podatku dochodowego od osób prawnych równą zero,

Aj - amortyzację w odniesieniu do rzeczowych środków trwałych związanych z wytwarzaniem energii elektrycznej, o których mowa w symbolu (...) [art. 27 ust.1 ustawy o rozwiązaniu (...)), obliczaną zgodnie z przepisami ustawy z dnia 15 lutego 1992 o podatku dochodowym od osób prawnych, dla roku kalendarzowego ), przy czym wartość amortyzacji dla roku, w którym wygasa najdłuższa umowa długoterminowa danego wytwórcy, pomniejsza się proporcjonalnie do ilości dni obowiązywania tej umowy w tym roku, w wysokości 94 704 200 zł.

Prezes URE nie uwzględnił w Kj kosztach działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych kosztów brakujących uprawnień do emisji C02 w kwocie 19 176 600 zł.

Spółki grupy kapitałowej (...) otrzymały w ramach Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji dwutlenku węgla na lata 2008-2012 dla wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji limity uprawnień, które m.in. w przypadku (...) SA nie wystarczały na pokrycie w 2008 roku powstałych w wyniku emisji niedoborów (-1 188 338 ton).

Wartość wyliczonych kosztów osieroconych skorygowano na podstawie art. 32 ustawy o rozwiązaniu (...) wynikiem (...) SA zaliczając (...) S.A. i (...) SA do grupy kapitałowej (...). Do tej grupy kapitałowej zaliczono oprócz tych dwóch podmiotów, elektrownie wymienione powyżej.

W 2008 roku (...) S.A. w N. realizował sprzedaż energii elektrycznej:

• w okresie trzech kwartałów 2008 r. po cenie 163,49 zł/MWh do spółek (...),

• cena ta była wyższa od ceny, po której spółki z grupy kapitałowej sprzedawały energię podmiotom spoza grupy (156,93 zł/MWh).

• okolicznością niekwestionowaną jest także, że średnia cena sprzedaży energii elektrycznej w obrocie hurtowym ukształtowała się na poziomie 155,44 zł/MWh, zaś cena energii elektrycznej wytworzonej przez Jednostki Wytwórcze Centralnie Dysponowane Opalane Węglem wynosiła 159,05 zł/MWh.

Sąd pierwszej instancji ponownie rozpoznając sprawę nie zmienił postanowienia o oddaleniu wniosków (...) SA o dopuszczenie dowodu z wyciągu z dokumentu ,,Model obrotu energią elektryczną obowiązujący w (...) Grupie (...) w 2008 roku. Dokumentacja transakcji zawieranych z podmiotami powiązanymi" sporządzona na podstawie art. 9a ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych za rok podatkowy 2008 oraz zeznań świadka M. P., Dyrektora Biura obsługi obrotu (...) S.A. - na okoliczność informacji zawartych w tym dokumencie i metodologii przyjętej przy jego sporządzaniu. Sąd pierwszej instancji wskazał, iż stosownie do treści art. 232 k.p.c. strony są obowiązane wskazywać dowody dla stwierdzenia faktów, z których wywodzą skutki prawne. Wniosek dowodowy musi zatem zawierać ścisłe oznaczenie faktów, które mają być przedmiotem dowodu, tak aby mogła się do nich odnieść druga strona (art.229 k.p.c.), a sąd miał możliwość oceny, dotyczą one faktów istotnych dla rozstrzygnięcia w niniejszej sprawie (art. 227 k.p.c.) i czy zachodzi potrzeba przeprowadzenia takiego dowodu (art. 228-231 k.p.c.). Nie jest zatem dopuszczalne wskazywanie we wniosku dowodowym jedynie tematyki zeznań świadka i pozostawienie mu inicjatywy w zakresie wskazywania faktów.

Zdaniem Sądu Okręgowego dowód z dokumentu dopuszczonego przez Sąd a wnioskowanego przez Prezesa URE „Model obrotu energią elektryczną (…)" zgłoszony na okoliczność nierynkowego ustalania cen w ramach grupy kapitałowej, nie potwierdza wskazanych przez pozwanego okoliczności, gdyż zawiera jedynie ogólne i dość oczywiste sformułowania np. odnoszące się do czynników ryzyka rynkowego (k- 363) czy kosztów ponoszonych przez strony (k- 364). Brak jest natomiast wiążących podmioty należące do grupy sformułowań ograniczających swobodę tych podmiotów w ustaleniu cen. Sąd oddalił wnioski dowodowe zawarte w apelacji, albowiem zostały złożone z naruszeniem art. 479¹⁴k.p.c. oraz odpowiedzi na apelację w konsekwencji oddalenia wniosków Prezesa URE.

Sąd Okręgowy, uznając odwołanie za zasadne, stwierdził, iż zarzuty odwołującego sprowadzają się do dwóch zagadnień – pominięcia w kosztach działalności operacyjnej kosztów brakujących uprawnień do emisji C02 oraz zastosowania art. 32 ustawy o rozwiązaniu (...).

Odnosząc się do pierwszej spornej kwestii Sąd pierwszej instancji podkreślił, iż rezerwy na nabycie brakujących uprawnień do emisji C02 (uprawnienia) stanowiły element przyjętych kosztów działalności operacyjnej związanej ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych podstawianych do wzoru na obliczenie Wdkj zgodnie z art. 27 ust. 4 ustawy o rozwiązaniu (...), a potrzebnego dla obliczenia różnicy między rzeczywistą wartością wyniku finansowego a prognozowaną, czyli ∆Wdk(i-1). Sąd zauważył, że stosownie do art. 35d ust. 1 ustawy z dnia 29 września 1994 r. o rachunkowości (Dz.U.2009, Nr152, poz.1223 tj. ze zm. ), rezerwy tworzy się m. in. na pewne lub o dużym stopniu prawdopodobieństwa przyszłe zobowiązania, których kwotę można w sposób wiarygodny oszacować, a w szczególności na straty z transakcji gospodarczych w toku, w tym z tytułu udzielonych gwarancji, poręczeń, operacji kredytowych, skutków toczącego się postępowania sądowego. Rezerwy te, zalicza się odpowiednio do pozostałych kosztów operacyjnych, kosztów finansowych lub strat nadzwyczajnych, zależnie od okoliczności, z którymi przyszłe zobowiązania się wiążą (art. 35d ust. 2 ustawy o rachunkowości). Spółki grupy (...) otrzymały w ramach Krajowego Planu Rozdziału Uprawnień do emisji dwutlenku węgla na lata 2008-2012 dla wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji limity uprawnień, które m.in. w przypadku (...) SA nie wystarczały na pokrycie powstałych w wyniku emisji niedoborów. W związku z tym (...) SA utworzyła na rok 2008 rezerwę na niedobór emisji CO2 w wysokości 110 033 952,79 zł. Do odwołania (...) SA złożyła wyliczenie, do którego prawidłowości Prezes URE nie zajął stanowiska, podnosząc jedynie, że przyjęta w postępowaniu administracyjnym metodologia jest prawidłowa. Pozwany co do zasady nie kwestionował zasad rachunkowości oraz faktu, że odwołujący może tworzyć rezerwę na zakup brakujących uprawnień do emisji CO2 , gdy jego emisja roczna przekracza posiadany limit. Odmienna ocena stanowisk sprowadza się do momentu, w jakim następuje rozliczenie tej rezerwy utworzonej w ciężar kosztów na zakup brakujących uprawnień do emisji.

W ocenie Sądu pierwszej instancji należy podzielić stanowisko odwołującego, że na gruncie ustawy o rozwiązaniu (...) rozliczenie rezerw utworzonych na koszt brakujących uprawnień do emisji CO2 następuje za poszczególne lata okresu rozliczeniowego 2008-2012, a nie na koniec okresu rozliczeniowego w 2012 roku. Zgodnie z ustawą o rachunkowości przez rezerwy rozumie się zobowiązania, których termin wymagalności lub kwota nie są pewne (art. 2 pkt 21 ustawy). Rezerwy są składnikiem m.in. pozostałych kosztów i przychodów operacyjnych. Według art. 2 pkt 32 ustawy o rachunkowości przez pozostałe koszty i przychody operacyjne rozumie się koszty i przychody związane pośrednio z działalnością operacyjna jednostki, a w szczególności koszty i przychody związane z utworzeniem i rozwiązaniem rezerw, z wyjątkiem rezerw związanych z operacjami finansowymi. Takie samo odniesienie do kosztów działalności operacyjnej następuje w ustawie o rozwiązaniu (...) przy określaniu zmiennej Kj. Zdaniem Sądu pierwszej instancji pojęcia z dziedziny rachunkowości muszą być interpretowane jednolicie, bowiem dane potrzebne do obliczenia kosztów osieroconych oparte są na danych rachunkowych wytwórców, a te zaś odpowiadają zasadom określonym w ustawie o rachunkowości. Ustawa o rozwiązaniu (...) ma za zadanie uregulowanie zasad pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, a okres pokrywania tych kosztów jest określony dla każdego podmiotu indywidualnie i dla (...) SA kończy się w 2010 roku a nie 2012 roku. (...) SA utworzyła rezerwę, co nie narusza zasad rachunkowości – to rezerwa ta winna być uwzględniona w zmiennej Kj. Nie jest przy tym zasadne, w ocenie Sądu pierwszej instancji, odwoływanie się do prognozowanego wyniku finansowego netto z działalności operacyjnej (załącznik nr 5), bowiem ustawa o rozwiązaniu (...) nie wymienia jakie zmienne były brane do ustalenia prognozowanej wartości wyniku finansowego netto z działalności operacyjnej, a ponadto z ustawy o rozwiązaniu (...) nie wynika, aby kalkulacja Wdkj miała się odbyć według takiej samej ścieżki, jak prognozowana wartość wyniku finansowego z załącznika nr 5. Sąd Okręgowy podkreślił, iż dla obliczenia Wdkj jest podany wzór, nie ma zaś wzoru według którego obliczano dane z załącznika nr 5. Sąd pierwszej instancji uznał, iż sprzeczne z ideą rozliczenia kosztów osieroconych byłoby pominięcie niektórych danych podstawianych do wzoru Wdkj w założeniu utrzymania zgodności metodologicznej obu wyników finansowych - rzeczywistego i prognozowanego, bo na tym polega właśnie „rzeczywisty" wynik finansowy, że uwzględnia zaistniałe (a nie hipotetyczne) dane obrazujące gospodarkę podmiotu.

Zdaniem Sądu pierwszej instancji przyjęcie poglądu o rozliczeniu rezerw na koszty brakujących uprawnień do emisji CO2 wyłącznie w ostatnim roku rozliczeniowym 2012 roku uniemożliwiłoby w ogóle uwzględnienie kosztów uprawnień do emisji CO2 w kalkulacji rekompensat (...) SA, której okres korygowania kończy się przed 2012 r.

Rozliczenie zbiorcze nie wynika również z przepisów 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.). 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 to uprawnienie może być sprzedane, przeniesione lub umorzone na zasadach określonych w ustawie. Sąd Okręgowy uznał, iż analiza przepisów art. 22, art. 40, art. 45, art. 48, art. 49, art. 50 cytowanej ustawy prowadzi do wniosku, że rozliczenie uprawnień następuje w okresie rocznym. Art. 47 tej ustawy stanowi wprost: „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".

Prezes URE nie zajął stanowiska co do prawidłowości załączonego przez (...) SA do odwołania wyliczenia korekty kosztów osieroconych uwzględniającego koszty brakujących uprawnień do emisji CO2 w wysokości 19 176 600 zł. Pozwany podnosił jedynie, że przyjęta w postępowaniu administracyjnym metodologia jest prawidłowa . W szczególności Prezes URE nie odniósł się do wysokości rezerwy, mimo że zmiana sposobu wyliczenia korekty kosztów osieroconych na żądaną w odwołaniu jest bezpośrednią konsekwencją zaliczenia kwoty 19 176 600 zł do zmiennej Kj. W tym stanie rzeczy – zdaniem Sądu pierwszej instancji – wniosek zawarty w apelacji o dopuszczenie dowodu z pisma zarządu (...) SA z dnia 15 kwietnia 2010 r. naruszał zasadę z art. 479¹⁴ k.p.c. i stanowił odpowiedź na uzasadnienie Sądu pierwszej instancji. Prezes URE zgłosił jedynie gołosłowne wątpliwości, niepoparte wnioskami dowodowymi, powołując się na zdarzenia późniejsze, jednakże nie podważał poprawności przeprowadzonych szacunków.

Odnosząc się do drugiego zarzutu odwołania, Sąd pierwszej instancji wskazał, iż jego istota sprowadzała się do nieuzasadnionego zastosowania art. 32 ustawy o rozwiązaniu (...) poprzez skorygowanie korekty kosztów osieroconych (...) SA wielkościami (...) SA jako podmiotu wchodzącego w skład grupy kapitałowej i wykonującego działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej w jednostkach wytwórczych wymienionych w załączniku nr 7 do ustawy. Zastosowanie art. 32 ustawy o rozwiązaniu (...) było zdaniem Prezesa URE zasadne, bowiem (...) SA wchodzą do grupy kapitałowej (...).

Sąd pierwszej instancji, rozważając jakie jest rozumienie „grupy kapitałowej" na gruncie ustawy o rozwiązaniu (...), przypomniał, iż pozwany

przyjął pojęcie zdefiniowane w art. 2 pkt 1 ustawy o rozwiązaniu (...). Grupa kapitałowa cechuje się więc istnieniem jednostki dominującej oraz jednostek zależnych. Bez wątpienia zdaniem Prezesa URE taka zależność występuje pomiędzy (...) Grupa (...) a (...) SA i (...) SA, z czego wypływa sterowanie transakcjami zawieranymi pomiędzy (...) SA a spółkami obrotu należącymi do (...). Przez takie sterowanie grupa kapitałowa decyduje o wysokości kosztów osieroconych, a spółki wchodzące w skład grupy nie konkurują ze sobą tylko stosują się do wytycznych grupy. Rynkiem konkurencyjnym jest bowiem rynek, którym rządzą zasady wolnej gry podaży i popytu wynikające z konkurencji, a takich cech nie spełnia rynek obrotu energią elektryczną w ramach grupy kapitałowej.

(...) SA wskazywał natomiast na brak podstaw do dokonania dodatkowej korekty kosztów osieroconych powoda z uwzględnieniem wyniku finansowego (...) SA bowiem, mimo że spółki należą do jednej grupy kapitałowej w rozumieniu art. 2 pkt 1 ustawy o rozwiązaniu (...), to nie zostały zakwalifikowane do jednej grupy kapitałowej według załącznika nr 7 do ustawy o rozwiązaniu (...).

Sąd Okręgowy nie podzielił argumentacji Prezesa URE odnoszącej się do zaliczenia (...) SA do tej samej „grupy kapitałowej" na gruncie art. 32 ustawy o rozwiązaniu (...). Sąd ten przypomniał, że zgodnie ze słownikiem ustawy „grupa kapitałowa" to grupa w rozumieniu art. 3 ust. 1 pkt 44 ustawy o rachunkowości, czyli jednostka dominująca wraz z jednostkami zależnymi. Pojęcie „grupa kapitałowa” zawarte jest w ustawie o rozwiązaniu (...) także w art. 2 pkt 6, art. 28 ust. 2 i spornym art. 32 ust. 1. Sąd pierwszej instancji przytoczył uzasadnienie projektu tej ustawy do art. 32, z którego wynika, że : „ artykuł 32 odnosi się do sytuacji wytwórców będących w grupie kapitałowej. W ich przypadku dodatnie wyniki finansowe pozostałych podmiotów wchodzących w skład grupy kapitałowej i wykonujących działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej, obliczone zgodnie z art. 28 i 30, uwzględnia się przy obliczaniu kwot korekt kosztów osieroconych. W takim przypadku kwoty te pomniejszają ew. wypłaty środków na pokrycie kosztów osieroconych, jakie otrzymują wytwórcy w wyniku korekt rocznych oraz końcowej. Uzasadnione jest to tym, że część pomocy publicznej nie jest należna, gdyż wytwórcy mogą uzyskać wsparcie od pozostałych podmiotów w grupie kapitałowej".

Zdaniem Sądu pierwszej instancji porównanie art. 32 ust. 1 oraz art. 28 ust. 2 i projektu ustawy o rozwiązaniu (...) prowadzi do wniosku, że grupa kapitałowa na gruncie niniejszej ustawy to taka, która odpowiada definicji z art. 2 ust. 1 i jednocześnie istniała w dacie ustawy oraz została określona w załącznikach do tej ustawy, tj. (...) SA oraz Grupa (...) SA wskazane w załączniku nr 1 „wykaz wytwórców - stron umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, jednostek wytwórczych objętych tymi umowami oraz planowane daty spełnienia warunków technicznych". Tym samym Sąd pierwszej instancji podzielił stanowisko (...) SA, że na gruncie ustawy o rozwiązaniu (...) grupy kapitałowe to takie, które zostały wyodrębnione w załączniku nr 7 „wykaz jednostek wytwórczych uwzględnionych w kalkulacji kosztów osieroconych wytwórców i uwzględniany w korektach kosztów osieroconych": (...) SA oraz Grupa (...) SA. Zgodnie z załącznikiem nr 7 w skład (...) SA wchodzą (...) SA, (...) SA, natomiast do Grupy (...) SA ustawodawca zaliczył Zespół Elektrowni (...) - (...) SA i (...).

Sąd Okręgowy wskazał, iż w myśl art. 28 ust. 2 „wytwórca będący stroną umowy rozwiązującej a wchodzący w skład grupy kapitałowej, do przekazywania danych, o których mowa w ust. 1 (dane niezbędne do obliczania korekt), są obowiązane także, wchodzące w skład tej grupy, inne podmioty wykonujące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach wytwórczych wymienionych w załączniku nr 7 do ustawy". Korekta kosztów osieroconych następuje tylko wynikiem podmiotów wchodzących do tej samej grupy kapitałowej i wymienionych w załączniku nr 7. Konstrukcja przepisu zakłada łączne spełnienie warunków, co oznacza, że dane podmiotu nie spełniającego obu kryteriów nie będą brane pod uwagę.

Sąd Okręgowy wskazał, że (...) SA są wymienione w załączniku nr 7, jednak nie tworzyły grupy kapitałowej w dacie wejścia w życie ustawy o rozwiązaniu (...), natomiast w chwili obliczania korekty kosztów osieroconych za 2008 rok były w jednej grupie kapitałowej . Zdaniem tego Sądu moment oceny przynależności do grupy kapitałowej następuje według stanu z chwili wejścia w życie ustawy. Zgodnie z ustawą o rozwiązaniu (...), 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 (...). Skoro ustawa przewiduje rekompensaty powiązane z wcześniejszym rozwiązaniem (...), to rekompensaty te należą się tylko podmiotom ujętym w programie. W decyzji KE z dnia 25 września 2007 r. w sprawie pomocy państwa udzielonej przez Polskę w ramach umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej oraz pomocy państwa, której Polska planuje udzielić w ramach rekompensaty z tytułu dobrowolnego rozwiązania umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (...) wymieniono spółki i grupy spółek (np. pkt 2.1 (28), 2.2(39). Z preambuły decyzji wynika, iż dokonywano analizy kosztów osieroconych dla podmiotów biorących udział w programie samodzielnie bądź w grupach. (...) SA nie był w grupie kapitałowej (tak też Sąd Apelacyjny w Warszawie w wyroku z dnia 27 marca 2012 r., VI ACa 1005/11, k. 955). W ocenie Sądupierwszej instancji podjęcie decyzji o rozwiązaniu (...) następowało w oparciu o gwarancje wynikające z ustawy o rozwiązaniu (...). W ustawie natomiast sposób korekty jest przewidziany w art. 30 ust. 1 przy zastosowaniu danych podlegających podstawieniu z załącznika nr 3 i nr 5. Wytwórcy należący do grupy kapitałowej dodatkowo wiedzieli, że w ich przypadku korekta będzie dokonywana wynikiem członków grupy kapitałowej.

Za bezprzedmiotowe Sąd pierwszej instancji uznał rozważania na temat „rynku konkurencyjnego", bowiem wynik finansowy (...) SA jest irreiewantny dla wyliczenia korekty rocznej kosztów osieroconych dla (...) SA, gdyż wytwórcy nie należą do tej samej grupy kapitałowej w rozumieniu art. 32 ustawy o rozwiązaniu (...). Z kolei dla wyliczenia Wdkj (...) SA, Prezes URE przyjął rzeczywiście uzyskane przez wytwórcę przychody w 2008 roku. Problem ceny był ważki dla wyliczenia Wdkj (...) SA.

W zakresie zarzutów naruszenia przepisów kodeksu postępowania administracyjnego Sąd Okręgowy odwołał się do ugruntowanego orzecznictwa Sądu Najwyższego, z którego wynika, iż Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów nie może ograniczyć sprawy wynikającej z odwołania od decyzji Prezesa Urzędu tylko do funkcji sprawdzającej prawidłowość postępowania administracyjnego, które poprzedza postępowania sądowe. Celem postępowania nie jest przeprowadzenie kontroli postępowania administracyjnego, ale merytoryczne rozstrzygnięcie sprawy, której przedmiotem jest spór między stronami powstający dopiero po wydaniu decyzji przez Prezesa Urzędu. Postępowanie sądowe przed Sądem Ochrony Konkurencji i Konsumentów jest postępowaniem kontradyktoryjnym, w którym uwzględnia się materiał dowodowy zebrany w postępowaniu administracyjnym, co nie pozbawia jednak stron możliwości zgłoszenia nowych twierdzeń faktycznych i nowych dowodów, według zasad obowiązujących w postępowaniu odrębnym w sprawach gospodarczych. Sąd antymonopolowy jest sądem cywilnym i prowadzi sprawę cywilną, wszczętą w wyniku wniesienia odwołania od decyzji Prezesa Urzędu, w tym wypadku Urzędu Regulacji Energetyki, według reguł kontradyktoryjnego postępowania cywilnego, a nie sądem legalności decyzji administracyjnej, jak to czynią sądy administracyjne w postępowaniu sądowo-administracyjnym. Tylko takie odczytanie relacji pomiędzy postępowaniem administracyjnym i postępowaniem sądowym może uzasadniać dokonany przez racjonalnego ustawodawcę wybór między drogą postępowania cywilnego i drogą postępowania sądowo-administracyjnego dla wyjaśnienia istoty sprawy.

Gdyby więc nawet doszło w postępowaniu administracyjnym do uchybień proceduralnych, to nie mogą one być przedmiotem postępowania sądowego mającego na celu merytoryczne rozstrzygnięcie sporu.

Sąd Okręgowy dokonał weryfikacji obliczeń korekty kosztów osieroconych za 2008 rok – uznając, że Prezes URE naruszył art. 30 ust. 1 ustawy o rozwiązaniu (...) i art. 32 ustawy o rozwiązaniu (...), a w konsekwencji obliczył wielkość korekty rocznej kosztów osieroconych powoda niezgodnie z wzorami matematycznymi i skorygował korektę roczną kosztów osieroconych powoda niezgodnie z zasadami dotyczącymi wytwórców wchodzących w skład grupy kapitałowej. Sąd pierwszej instancji wskazał, iż

Prezes URE nie kwestionował wysokości korekty rocznej kosztów osieroconych żądanej przez (...) SA, a jedynie metodologię zmiany żądania. Biorąc pod uwagę brak wypowiedzenia się do rachunkowych obliczeń odwołującego, Sąd uznał je za przyznane co uzasadniało uwzględnienie odwołania Powoda i zmianę decyzji Prezesa URE z dnia 31 lipca 2009 r. – na podstawie art.479⁵³ § 2 k.p.c. O kosztach postępowania Sąd Okręgowy orzekł na posdtawie art. 98 § 1 k.p.c., obciążając nimi Prezesa URE w całości (opłata od odwołania oraz koszty zastępstwa procesowego za postępowanie pierwszoinstancyjne i drugoinstancyjne , uwzględniając zmiany pełnomocników 2x360,00 zł i 2x377,00 zł).

Powyższy wyrok Sądu Okręgowego w całości zaskarżył apelacją pozwany Prezes URE, zarzucając naruszenie:

- art. 32 w zw. z art. 2 pkt 1 w zw. z art. 30 ust. 1 w zw. art. 2 pkt 12 ustawy z dnia o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Dz. U. Nr 130, poz. 905 ze zm., dalej: ustawa o rozwiązywaniu (...)), poprzez jego niewłaściwą wykładnię i uznanie, że (...) S.A. z siedzibą w N. i (...) S.A. nie należą do grupy kapitałowej, a w konsekwencji nieuwzględnienie przy korekcie kosztów osieroconych dla powoda za rok 2008 zysków osiąganych przez inne podmioty należące do tej samej co powód grupy kapitałowej,

- art. 30 ust. 1 w zw. z art. 27 ust. 4 w związku z art. 2 pkt 12 ustawy (...) poprzez uwzględnienie kosztów zakupu brakujących uprawnień do emisji CO2 w kwocie kosztów działalności operacyjnej powoda w 2008 r. związanych ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy oraz usług systemowych.

Wskazując na powyższe apelujący wnosił o zmianę zaskarżonego wyroku i oddalenie odwołania, ewentualnie o uchylenie wyroku i przekazanie sprawy do ponownego rozpoznania Sądowi Okręgowemu. Ponadto pozwany wnosił o zasądzenie od powoda na rzecz pozwanego kosztów procesu za obie instancje wg norm przepisanych.

Powód (...) S.A. w B. wnosił o oddalenie apelacji i zasądzenie od pozwanego na rzecz powoda kosztów procesu za drugą instancję według norm przepisanych.

Sąd Apelacyjny zważył, co następuje:

Apelacja zasługiwała na uwzględnienie jedynie częściowo.

Na wstępie jednak – aby w pełni móc ocenić istotę problemu występującego w sprawie niniejszej – nie można pominąć tła historycznego, które zaważyło na obecnie panujących stosunkach w polskiej energetyce i spowodowało konieczność podejmowania przez organ regulacyjny działań, przejawiających się w wydawaniu wobec określonych przedsiębiorców energetycznych decyzji dotyczących ustalania rocznej korekty kosztów osieroconych. Zagadnienia te związane są z zarzutem powoda zgłoszonym w odwołaniu do zaskarżonej decyzji pozwanego.

W połowie lat 90. polski rząd postanowił uruchomić program mający na celu modernizację polskiego sektora energii elektrycznej oraz dostosowanie go do obowiązujących w Europie Zachodniej standardów technicznych i standardów w dziedzinie ochrony środowiska naturalnego. W celu wdrożenia tego programu Polska wszczęła postępowanie konkursowe, mające doprowadzić do wyboru projektów nowych lub zmodernizowanych zakładów wytwarzania energii elektrycznej. Projekty te uzyskiwałyby długoterminowe umowy sprzedaży mocy i energii elektrycznej dla posiadanych mocy wytwórczych. Decyzję o postępowaniu przetargowym podjęło Ministerstwo (...), a było ono prowadzone pod jego kontrolą przez (...) SA ( (...)) - państwowego operatora sieci elektroenergetycznej. W dokumentacji i specyfikacji technicznej postępowania wymieniano trzy cele projektu: dostarczanie taniej energii elektrycznej, utrzymanie racjonalnego poziomu bezpieczeństwa dostaw oraz podniesienie standardów ochrony środowiska naturalnego i zapobieganie pogarszaniu się jego stanu, z uwzględnieniem wymogów integracji między Polską a Europą Zachodnią. Przy ocenie ofert przyjęto szereg kryteriów, między innymi: wydajność projektu, wielkość nakładów kapitałowych, działania proekologiczne, zastosowanie sprawdzonych technologii oraz wykorzystanie stabilnych i bezpiecznych źródeł paliw. W wyniku negocjacji w latach 1996-1998 doszło do zawarcia kontraktów (umów) długoterminowych zakupu energii ( (...)) z kilkoma spółkami lub grupami spółek, w celu zapewnienia dla nich wiarygodności finansowej, która pozwalałaby im zebrać odpowiednie fundusze na inwestycje. Na podstawie umów zakupu energii ( (...)), (...) zobowiązały się do zakupienia określonej ilości energii elektrycznej po z góry ustalonych cenach od wytwórców energii przez okres dochodzący do dwudziestu jeden lat. W zależności od wytwórcy, (...) miały wygasać w okresie od 2005 do 2027 r. ( por. część wstępna Decyzji Komisji Wspólnot Europejskich 2009/287/WE z dnia 25 września 2007 r. w sprawie pomocy państwa udzielonej przez Polskę w ramach umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej oraz pomocy państwa, której Polska planuje udzielić w ramach rekompensaty z tytułu dobrowolnego rozwiązania umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, notyfikowana jako dokument nr C(2007) 4319, Dz.U.UE.L.2009.83.1 oraz część wstępna Decyzji Komisji Europejskiej z dnia 23 listopada 2005 r. POMOC PAŃSTWA — POLSKA, Pomoc państwa C 43/2005 (ex N 99/2005) — koszty osierocone, Zaproszenie do przedkładania uwag zgodnie z art. 88 ust. 2 Traktatu WE, Dz. U.UE C 2006/C 52/08). Zespół Elektrowni (...) S.A. był jednym z wytwórców, z którymi (...) zawarła taką umowę.

System umów długoterminowych umożliwił wytwórcom pozyskanie znacznych środków bez konieczności bezpośredniego zaangażowania ich właściciela – Skarbu Państwa. Wytwórcy zaciągnęli kredyty na łączną kwotę ponad 20 mld zł, zaś zabezpieczenie spłaty tych kredytów w większości stanowiły przelewy przyszłych wierzytelności wytwórców do (...) S.A., wynikających z umów długoterminowych o zapłatę należności za dostarczaną energię elektryczną. Do 2006 r. spłacona została przez wytwórców ponad połowa zadłużenia. Umowy długoterminowe były elementem stabilizującym sektor wytwarzania energii w czasie transformacji ustrojowej. Pozwoliły one na pozyskanie finansowania dla najlepszych projektów inwestycyjnych. W przeważającej liczbie przypadków inwestycje te zostały już zrealizowane, co spowodowało zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego kraju oraz, dzięki zastosowanym nowoczesnym technologiom, zmniejszenie emisji szkodliwych substancji do środowiska (tak: uzasadnienie projektu ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, przyjętej przez Sejm w dniu 29 czerwca 2007 r., druk sejmowy 1340, (...), LEX).

W miarę liberalizacji rynku energii elektrycznej, system umów długoterminowych zaczął negatywnie wpływać na jego rozwój i na sposób funkcjonowania branży elektroenergetycznej, a pośrednio i całej polskiej gospodarki. Energia elektryczna objęta (...) była w zasadzie wyłączona z obrotu na wolnym rynku, gdyż była kupowana przez jeden podmiot – (...) S.A. Stan taki oznaczał, że polski rynek obrotu (pośrednictwa w obrocie) energią elektryczną był zdominowany przez (...) S.A., która to spółka skupowała większość energii dostępnej w kraju i następnie odsprzedawała ją zakładom energetycznym lub nielicznym dużym odbiorcom końcowym, na warunkach wynikających z taryfy hurtowej. Zakłady energetyczne dostarczały następnie energię elektryczną do odbiorców końcowych na warunkach wynikających z taryf detalicznych. Część kosztów wytwórców wynikających z nakładów poniesionych na realizację wspomnianych inwestycji, zawartych było w cenie kupowanej od nich energii na podstawie umów długoterminowych. Pozostała część tych kosztów była przenoszona na odbiorców końcowych w ramach kosztów przesyłu energii, w postaci składnika wyrównawczego stawki systemowej opłat przesyłowych. W konsekwencji, umowy długoterminowe powodowały, oprócz ograniczenia wolnego rynku, występowanie subsydiowania między różnymi rodzajami działalności, co miało także wpływ na zwiększanie cen energii.

Pomimo istnienia ekonomicznych i prawnych warunków pozwalających na ukształtowanie się w Polsce konkurencyjnego rynku obrotu energią elektryczną, rynek taki de facto nie istniał. Obok energii objętej umowami długoterminowymi, kilkanaście procent energii wytwarzanej w Polsce to podlegająca obligatoryjnemu zakupowi energia elektryczna wytwarzana przez elektrociepłownie w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła oraz energia wytwarzana ze źródeł odnawialnych. Segment rynku, który można było uznać za w pełni konkurencyjny, był zatem niewielki. Cen ukształtowanych w ramach obrotu tą częścią energii nie można więc było uznawać za rynkowe w pełnym rozumieniu tego słowa. Utworzona w 1999 r. giełda energii także nie pełniła istotnej roli, ponieważ wolumen energii, której dotyczyły transakcje na niej zawierane, był mały. (...) S.A. były w Polsce dominującym pośrednikiem w hurtowym obrocie energią elektryczną, ważny w innych krajach sektor gospodarki – przedsiębiorstwa zajmujące się obrotem energią elektryczną – nie odgrywał w Polsce istotnej roli z uwagi na to, że zbyt mało energii elektrycznej pozostawało poza umowami długoterminowymi, aby przedsiębiorstwa te mogły rozwinąć swoją działalność. Obowiązywanie umów długoterminowych ograniczało też w praktyce obowiązywanie zasady (...), tj. prawa odbiorcy do swobodnego wyboru podmiotu, od którego kupuje energię i odpowiadającego temu prawu obowiązkowi przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii zapewnienia odbiorcom świadczenia usług przesyłowych na zasadzie równego traktowania, w celu dostarczenia do nich energii elektrycznej zakupionej u wybranego sprzedawcy (por. uzasadnienie projektu ustawy, op. cit.).

Po wstąpieniu Polski do Unii Europejskiej powyższa sytuacja w polskim sektorze energetycznym stała się przedmiotem zainteresowania Komisji Europejskiej, która decyzją z dnia 23 listopada 2005 r. zatytułowaną „ Pomoc państwa C 43/2005 (ex N 99/2005) — koszty osierocone, Zaproszenie do przedkładania uwag zgodnie z art. 88 ust. 2 Traktatu WE” ( opubl. Dz. U.UE C 2006/C 52/08), na podstawie art. 4.4 i 6 rozporządzenia Rady (WE) nr 659/1999 ustanawiającego szczegółowe zasady stosowania art. 93 Traktatu (20), wszczęła formalne postępowanie wyjaśniające w sprawie zgodności (...) i Projektu Ustawy o rozwiązaniu (...) ze wspólnym rynkiem. Oceniając wstępnie oba te środki Komisja doszła bowiem do przekonania, iż (...) stanowiły pomoc państwa dla wytwórców energii będących stronami (...), w rozumieniu art. 87 ust. 1 Traktatu WE, bowiem zapewniały korzyść jego beneficjentom, były selektywne, zakłócały lub zagrażały zakłóceniem konkurencji i wpływały na wymianę handlową pomiędzy Państwami Członkowskimi oraz były przyznane przy użyciu zasobów państwowych.

Komisja uznała, że (...) stanowiły korzyść gospodarczą dla wytwórców energii objętych taką umową, bowiem wszystkie (...) gwarantowały zwrot z inwestycji, jak również zysk poprzez gwarantowany zakup energii po gwarantowanej cenie przez gwarantowany okres czasu. Dzięki (...) wytwórcy byli zwolnieni z opłat, jakie musieliby zazwyczaj ponosić w normalnych warunkach rynkowych (na przykład w normalnych warunkach rynkowych koszty stałe prawdopodobne nie zawsze mogłyby być pokryte z dochodów zakładu). Komisja uznała, że powyższe warunki (...) stawiały wytwórców objętych tymi umowami w korzystniejszym położeniu gospodarczym od sytuacji innych wytwórców energii, nie objętych (...), w tym ewentualnych nowych uczestników rynku, a także od innych porównywalnych sektorów działalności, gdzie takie umowy długoterminowe nie były nawet proponowane uczestnikom rynku. W ocenie Komisji ceny, za które (...) nabywały energię objętą kontraktami, wydawały się być wyższe od ceny hurtowej dla (...), jaka z reguły wystąpiłaby, gdyby wytwórcy energii musieli konkurować o sprzedaż swoich produktów. Ponadto samo państwo nie zachowywało się jak prywatny inwestor w normalnych warunkach rynkowych, jeśli zawierało (...) na niezwykle długie okresy i na cenę wyższą od cen rynkowych, zwłaszcza że na niestabilnym rynku energii elektrycznej trudno było przewidzieć ewolucję cen na więcej niż kilka lat.

Zdaniem Komisji (...) stanowiły środek selektywny, bowiem był on dostępny jedynie dla określonych przedsiębiorstw określonego sektora. Zgodnie zaś z orzecznictwem Trybunału nawet taki środek, który faworyzowałby cały sektor w stosunku do innych sektorów gospodarki będących w porównywalnej sytuacji, musi być uznany za stanowiący selektywną korzyść dla tego sektora.

Odnosząc się do kolejnego kryterium w ocenie stosowanego środka jako pomocy publicznej, tj. zakłócenia konkurencji i wpływu na wymianę handlową, Komisja podnosiła, iż rynki energii elektrycznej zostały otwarte dla konkurencji, zaś energia elektryczna jest przedmiotem wymiany handlowej między Państwami Członkowskimi, co najmniej od czasu wejścia w życie dyrektywy 96/92/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 19 grudnia 1996 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Środki, które faworyzują przedsiębiorstwa sektora energetycznego w jednym Państwie Członkowskim, mogą więc zakłócać zdolność przedsiębiorstw z innych Państw Członkowskich do eksportowania energii elektrycznej do tego Państwa Członkowskiego, bądź faworyzować eksport energii elektrycznej do innych Państw Członkowskich. Odnosi się to szczególnie do Polski, która jest położona centralnie w Europie i jej sieci są podłączone lub mogą być z łatwością podłączone do sieci kilku obecnych Państw Członkowskich.

W ocenie Komisji zawieranie (...) należało zakwalifikować jako pomoc udzielaną z zasobów państwowych i środki stosowane w ramach tej pomocy należało przypisać państwu, bowiem (...), operator sieci będący w całości własnością państwa, zawarły umowy długoterminowe zakupu energii elektrycznej gwarantujące zwrot z inwestycji i zysk dla wytwórców energii będących stronami umów. Będąc świadoma, że sektor wytwarzania energii w Polsce był w połowie lat 90-tych w sytuacji, w której istniała pilna potrzeba nowych inwestycji, zatem bezpieczeństwo zaopatrzenia, modernizacja infrastruktury, poprawa standardów ochrony środowiska oraz zdolność do współpracy z zachodnioeuropejskimi systemami elektroenergetycznymi ustalono za główne cele państwa – Komisja zauważyła, że fakt wystąpienia konieczności udzielenia pomocy w celu stworzenia dla uczestników rynku bodźca do tego, aby działali oni zgodnie z określonym interesem publicznym, jest właśnie kluczowym elementem pomocy państwa .

Z uwagi na powyższe okoliczności Komisja na wstępnym etapie postępowania uznała, że przedmiotowy środek stanowił pomoc państwa w rozumieniu art. 87 ust. 1 Traktatu WE dla producentów energii elektrycznej, którzy zawarli (...) z (...). Rozważając zaś dopuszczalność kontynuowania tej pomocy w świetle przepisów Traktatu Wspólnoty Europejskiej, Komisja stwierdziła, że wszystkie (...) z wyjątkiem jednego – nie mogą być uznane za istniejącą pomoc po przystąpieniu w rozumieniu art. 88 ust. 1 Traktatu WE, ponieważ (...) nie były zgłoszone Komisji zgodnie z art. 88 ust. 3 Traktatu WE. Komisja uznała zatem, że są one pomocą przyznaną bezprawnie w rozumieniu art. 1 lit. f) rozporządzenia Rady (WE) nr 659/1999 z dnia 22 marca 1999 r. określającego szczegółowe zasady stosowania art. 93 Traktatu WE.

Ustosunkowując się do polskiego projektu ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, Komisja uznała, że rekompensaty, które mogą być wypłacane z tytułu rozwiązania umów długoterminowych ( (...)) zgodnie z tym projektem, są pomocą państwa w rozumieniu art. 87 ust. 1 Traktatu WE. Zdaniem Komisji rekompensaty spowodują zachowanie części lub całości przewagi konkurencyjnej, która została opisana w odniesieniu do (...), są więc również korzyścią konkurencyjną, która pozostaje selektywna i jednocześnie wpływa na wymianę handlową pomiędzy Państwami Członkowskimi. Ponadto – skoro rekompensaty będą wypłacane przez (...) i/lub spółkę zależną (...) , w pełni kontrolowane przez państwo (tak samo jak (...)) – angażują one również środki państwowe, gdyż wypłata rekompensat przez (...) będzie finansowana przy użyciu wpływów z nałożonej przez państwo opłaty o charakterze parafiskalnym, przekazywanych (...) lub organowi wyznaczonemu w tym celu przez państwo. Wpływy z takich opłat same są już środkami państwowymi, co dodatkowo wzmacnia pogląd, że rekompensaty mają charakter środków państwowych, przewidzianych w ustawie. Rekompensaty spełniają więc kumulatywne kryteria mieszczące się w definicji pomocy państwa w rozumieniu art. 87 ust. 1 Traktatu WE. Ponieważ – w odróżnieniu od (...)rekompensaty zostały zgłoszone Komisji zgodnie z art. 88 ust. 3 Traktatu WE, dlatego stanowią one zgłoszoną pomoc w rozumieniu art. 2 rozporządzenia Rady (WE) nr 659/1999 z dnia 22 marca 1999 r. określającego szczegółowe zasady stosowania art. 93 Traktatu WE.

Komisja uznała pomoc pokrywającą koszty osierocone za pomoc dozwoloną w rozumieniu w art. 87 ust. 3 lit. c) Traktatu, gdyż taka pomoc przyczynia się do rozwoju sektora elektroenergetycznego, ponieważ wspiera przechodzenie od rynków w przeważającym stopniu zamkniętych ku rynkom częściowo zliberalizowanym – jednakże pod warunkiem, że spowodowane przez tę pomoc zakłócenia konkurencji będą ograniczone w czasie i pod względem ich skutków. Komisja zauważyła, iż, według polskich władz, głównym celem (...) było zmodernizowanie polskiej sieci elektroenergetycznej i dostosowanie jej do celów ochrony środowiska, co również stanowi cele uznane przez Wspólnotę. Ponadto – zdaniem Komisji – liberalizacja sektora elektroenergetycznego musi rzeczywiście być osiągana w zrównoważony sposób, który zachowuje te cele. Aby zapewnić jednakowe warunki na wewnętrznym rynku, Komisja ustanowiła szereg reguł i limitów dla takiej pomocy. Reguły te są określone w komunikacie Komisji dotyczącym metodologii analizowania pomocy państwa związanej z kosztami osieroconymi

(zwanej dalej »Metodologią«), zaś celem tych zasad jest zapewnienie możliwości udzielenia wsparcia beneficjentom w sektorze elektroenergetycznym, gdy jest to niezbędne do umożliwienia im utrzymania procesu liberalizacji, przy jednoczesnym zapewnieniu, że sam cel osiągnięcia wolnego rynku jest spełniony.

Na wstępnym etapie swojej analizy Komisja miała poważne wątpliwości, czy pomoc państwa udzielona polskim wytwórcom energii elektrycznej poprzez (...), a także pomoc państwa udzielona poprzez rekompensaty w razie likwidacji (...) w ramach Projektu Ustawy, spełnia warunki Metodologii, z przyczyn szczegółowo w decyzji przedstawionych. Dlatego też komisja wezwała stronę polską do udzielenia szczegółowych informacji, przedstawienia swojego komentarza i zajęcia stanowiska, a także do niezwłocznego przesłania kopii pisma Komisji beneficjentom przedmiotowych środków. Komisja zwróciła uwagę Rzeczypospolitej Polskiej na art. 14 rozporządzenia Rady (WE) nr 659/1999, który stanowi, że wszelka bezprawnie przyznana pomoc może podlegać zwrotowi przez jej odbiorcę (por. uzasadnienie cytowanej decyzji Komisji Europejskiej z dnia 23 listopada 2005 r.).

Po uzyskaniu wyjaśnień i stanowiska władz polskich oraz niektórych przyszłych beneficjentów pomocy państwa w zakresie kosztów osieroconych, Komisja Europejska w dniu 25 września 2007 r. (a zatem już po uchwaleniu i ogłoszeniu cyt. ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej) wydała Decyzję ( notyfikowaną jako dokument nr C(2007) 4319) w sprawie pomocy państwa udzielonej przez Polskę w ramach umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej oraz pomocy państwa, której Polska planuje udzielić w ramach rekompensaty z tytułu dobrowolnego rozwiązania umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej (Decyzja Komisji 2009/287/WE, Dz.U.UE L z dnia 28 marca 2009 r.). W powyższej Decyzji Komisja potwierdziła swoje założenia zawarte w Decyzji z 2005 r. o wszczęciu postępowania, dotyczące oceny (...) oraz rozwiązań przyjętych w ustawie o rozwiązaniu (...), stwierdzając, iż kontrakty długoterminowe sprzedaży mocy i energii elektrycznej zawarte między (...) SA i spółkami wymienionymi w załączniku 1 do Ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, stanowią, od daty przystąpienia Polski do Unii Europejskiej, pomoc państwa w rozumieniu art. 87 ust. 1 Traktatu WE na rzecz wytwórców energii elektrycznej, przyznaną bezprawnie oraz niezgodną ze wspólnym rynkiem (art. 1 ust. 1 i 2 decyzji). Natomiast rekompensaty przewidziane w ustawie, zdaniem Komisji, stanowią pomoc państwa w rozumieniu art. 87 ust. 1 Traktatu WE udzielaną na rzecz wytwórców wymienionych w załączniku 2 do tej Ustawy, zgodną ze wspólnym rynkiem zgodnie z metodologią kosztów osieroconych. Maksymalna kwota rekompensaty przewidziana w Ustawie to kwota, po potrąceniu całkowitego dochodu uzyskiwanego dzięki aktywom w ramach umów długoterminowych i dostępnego do pokrycia kosztów inwestycji (art. 4 ust. 1-3 decyzji). W myśl artykułu 5 Decyzji do dnia 31 stycznia 2008 r. polskie władze miały poinformować Komisję o środkach podjętych przez Polskę w celu wykonania tej decyzji a następnie przedkładać coroczne sprawozdania z wprowadzania tej decyzji w życie.

W motywach Decyzji (344) Komisja wyjaśniła, iż artykuł 87 ust. 3 lit. c) Traktatu (TWE) przewiduje możliwość uzyskania zgody na pomoc państwa przeznaczoną na ułatwianie rozwoju niektórych sektorów gospodarki, o ile nie zmienia ona warunków wymiany handlowej w zakresie sprzecznym ze wspólnym interesem. Wobec powyższego Komisja opracowała szereg wytycznych i komunikatów wyjaśniających, w jaki sposób będzie stosować derogację zawartą w tym artykule – w tym także Komunikat Komisji Dotyczący metodologii analizy pomocy państwa związanej z kosztami osieroconymi (List Komisji SG (2001)D/290869 z dnia 6.8.2001), zwany dalej Metodologią kosztów osieroconych lub Metodologią. Wskazania zawarte w tym dokumencie muszą więc być brane pod uwagę przy dokonywaniu wykładni przepisów cytowanej ustawy z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej.

Metodologia kosztów osieroconych przewiduje dwuetapową ocenę pomocy przeznaczonej na rekompensatę kosztów osieroconych. Pierwszy etap, omówiony w sekcji 3 metodologii, dotyczy definicji kosztów kwalifikowanych, z czym wiąże się w szczególności obliczanie maksymalnej wielkości rekompensaty, jaka może zostać przyznana. Etap drugi, ujęty w sekcji 4 metodologii, dotyczy mechanizmu obliczania rzeczywistej rekompensaty, która ma zostać wypłacona na poczet kosztów osieroconych, przy uwzględnieniu faktycznego rozwoju konkurencji na rynku.

Zgodnie z pkt 3.1 metodologii kosztów osieroconych przy wypłacie maksymalnej rekompensaty uwzględniono jedynie inwestycje, które zakończono przed datą wejścia w życie dyrektywy 96/92/WE w Polsce, to jest dniem przystąpienia Polski do UE. W wyjątkowych przypadkach brane pod uwagę były również inwestycje podejmowane przed datą przystąpienia Polski do UE, ale niezakończone w momencie przystąpienia, jednak jedynie w zakresie, w jakim Polska mogła udowodnić Komisji, że ukończenie tych inwestycji oraz dochody uzyskiwane z wykorzystania ich rezultatów doprowadziłyby do zmniejszenia kwoty kosztów osieroconych w szerszym stopniu niż wstrzymanie prac (motyw 349). Zgodnie z pkt 3.3 metodologii kosztów osieroconych wspomniane inwestycje są bardzo znaczące i mogą spowodować bardzo duże straty, zagrażające dalszemu funkcjonowaniu zainteresowanych przedsiębiorstw, jeśli nie zostałyby w jakiś sposób zrekompensowane (motyw 351). Wpływ kosztów osieroconych ocenia się na poziomie grup skonsolidowanych, co pozwala na odpowiednie uwzględnienie wszystkich skutków liberalizacji dla grupy, zarówno pozytywnych, jak i negatywnych.

Zgodnie z pkt 3.6 metodologii kosztów osieroconych polskie władze przedstawiły Komisji wykaz kosztów, które mają zostać pokryte za pomocą rekompensat, w sytuacji, gdy dochody elektrowni nie wystarczają na ich pokrycie. Po przeanalizowaniu tych kategorii kosztów Komisja doszła do wniosku, że rekompensaty nie będą przekraczać kwot koniecznych do pokrycia niedostatecznej kwoty zwrotu z inwestycji przez okres eksploatacji nowych aktywów, w razie potrzeby wraz z rozsądną marżą zysku. Przy obliczaniu maksymalnej wysokości rekompensaty przyjęto wiele założeń ekonomicznych, w tym w szczególności bazową cenę rynkową odpowiadającą cenie, jaką gotowy byłby zaoferować podmiot wchodzący na polski rynek. (…) Jeśli rzeczywista cena rynkowa będzie niższa niż przewidywana bazowa cena rynkowa, przy obliczaniu rekompensaty uwzględniona zostanie bazowa cena rynkowa. Komisja uważa, że ten sposób obliczania rekompensat za koszty osierocone, który jest identyczny ze sposobem stale przez nią stale stosowanym, uwzględnia koszty gospodarcze, które odpowiadają faktycznie zainwestowanym (motyw 355).

Zgodnie z pkt 3.7 metodologii kosztów osieroconych, w metodzie obliczania rekompensat uwzględniono dochody uzyskiwane dzięki przedmiotowym aktywom. Maksymalna kwota rekompensaty to kwota po potrąceniu dochodów uzyskiwanych w przeszłości dzięki aktywom i dostępnych do pokrycia kosztów inwestycji, jak również przepływów pieniężnych elektrowni od 2007 r. do daty wygaśnięcia (...), dostępnych do pokrycia kosztów inwestycji. Zgodnie z pkt 3.11 metodologii kosztów osieroconych rekompensaty zostały obliczone przy uwzględnieniu rozwiązania najmniej obciążającego pod względem gospodarczym dla państwa (360).

Koszty osierocone, o których mowa w Ustawie, są ściśle powiązane z inwestycjami w elektrownie, które nie mogą zostać odzyskane ze względu na liberalizację wewnętrznego rynku energii elektrycznej (362). Są to inwestycje wyjątkowo długofalowe (od 15 do nawet 30 lat).

Komisja przeanalizowała także, czy pomoc przewidziana w Ustawie spełniła warunki określone pkt 4.1-4.6 metodologii kosztów osieroconych. I tak – zgodnie z pkt 4.1 metodologii kosztów osieroconych maksymalne kwoty rekompensat zostały obliczone dla wyraźnie określonych i pojedynczych elektrowni (…). Rekompensaty rzeczywiście wypłacone nie będą przekraczać takich maksymalnych kwot (367).

Zgodnie z pkt 4.2 metodologii kosztów osieroconych kwota faktycznie wypłaconych rekompensat uwzględniać będzie rzeczywiste zmiany w bazowych danych gospodarczych, w szczególności ceny energii elektrycznej (…). Jeśli więc rzeczywiste ceny energii elektrycznej będą się różnić od bazowej ceny rynkowej, o której jest mowa w motywie 355, kwota rzeczywistych rekompensat zostanie odpowiednio zmieniona (368).

W świetle powyższych uwag Komisja stwierdziła, że Ustawa odpowiada kryteriom określonym w pkt 4.1-4.6 metodologii kosztów osieroconych, co oznacza, iż metoda wydatkowania faktycznych kwot płatności z tytułu kosztów osieroconych jest zgodna z tą metodologią. Zdaniem Komisji pomoc przeznaczona na zrekompensowanie kwalifikowanych kosztów osieroconych spełnia kryteria zawarte w metodologii kosztów osieroconych i w związku z tym można ją uznać za zgodną ze wspólnym rynkiem.

Odnosząc powyższe rozważania do okoliczności niniejszej sprawy, należy więc – przy dokonywaniu wykładni przepisów ustawy o rozwiązywaniu (...) kierować się założeniami przyjętymi w powyższych dokumentach Komisji Europejskiej, tj. traktować wypłatę rekompensaty w postaci korekty kosztów osieroconych, jako pomoc publiczną, która może być udzielana przez Państwo przy zachowaniu określonych wymagań, aby mogła być uznana za zgodną ze wspólnym rynkiem. Stosowany system finansowania nie może więc zainicjować skutków, które są sprzeczne z celami Dyrektywy 96/92/EC albo z interesem Wspólnoty, uwzględniającym m.in. ochronę konsumenta, swobodny przepływ towarów i usług oraz konkurencję. Skoro więc system rekompensat kosztów osieroconych musi być traktowany jako wspomagający konkurencję na rynku sprzedaży energii elektrycznej, zatem nie może on wynagradzać zachowań zakłócających ten rynek. Za dozwoloną pomoc nie może być więc uznana taka pomoc, która jest przeznaczona na wyrównanie kosztów osieroconych, nie spełniająca kryteriów określonych w Metodologii albo zagrażająca zniekształceniami konkurencji pozostającymi w sprzeczności ze wspólnym interesem z następujących powodów:

- pomoc nie jest związana z odpowiednimi kosztami osieroconymi mieszczącymi się w definicji kosztów osieroconych lub z jasno określonymi i zindywidualizowanymi kosztami osieroconymi albo przekracza sumę odpowiednich kosztów osieroconych (pkt 4.7 Metodologii);

- suma pomocy nie wydaje się być ściśle dostosowana do różnic pomiędzy ekonomicznymi i rynkowymi założeniami wstępnie przyjętymi przy szacowaniu kosztów osieroconych a rzeczywistymi ich zmianami w czasie (pkt 4.9 Metodologii).

Z powyższego wynika, iż pomoc udzielana w ramach Ustawy o rozwiązaniu (...) służy jedynie pokryciu tych kosztów, których pokrycie nie jest możliwe przez wytwórcę, który działa na rynku konkurencyjnym i nie zakłóca tego rynku, bądź też nie zagraża zniekształceniem konkurencji. Przy czym jeśli wytwórca wchodzi w skład grupy kapitałowej – korekty kosztów osieroconych dokonuje się na poziomie skonsolidowanym.

Definicja kosztów osieroconych zawarta jest w art. 2 pkt 12 Ustawy - koszty osierocone są to wydatki wytwórcy niepokryte przychodami uzyskanymi ze sprzedaży wytworzonej energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych na rynku 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. Przy różnych możliwych interpretacjach obowiązujących przepisów ustawy o rozwiązaniu (...), pamiętać należy, iż z uwagi na charakter rekompensat jako pomocy publicznej, tj. udzielanej ze środków państwowych, w pkt 3.11 metodologii kosztów osieroconych przyjęto założenie, że rekompensaty mają być obliczone przy uwzględnieniu rozwiązania najmniej obciążającego pod względem gospodarczym dla państwa (motyw 360 decyzji z 2007). W konsekwencji będą one musiały być skalkulowane z uwzględnieniem najbardziej oszczędnego rozwiązania z punktu widzenia zainteresowanego przedsiębiorstwa.

Przechodząc zatem do oceny zarzutów podniesionych w apelacji za zasadny należało uznać pierwszy z nich, tj. naruszenia art. 32 w zw. z art. 2 pkt 1 w zw. z art. 30 ust. 1 w zw. art. 2 pkt 12 ustawy o rozwiązywaniu (...), poprzez jego niewłaściwą wykładnię i uznanie, że (...) S.A. z siedzibą w N. i (...) S.A. nie należą do grupy kapitałowej w rozumieniu tego przepisu, a w konsekwencji nieuwzględnienie przy korekcie kosztów osieroconych dla powoda za rok 2008 zysków osiąganych przez inne podmioty należące do tej samej co powód grupy kapitałowej, w tym przede wszystkim (...) S.A. Zdaniem Sądu pierwszej instancji przepis art. 32 ust. 1 ustawy o rozwiązywaniu (...) nie mógł mieć w sprawie niniejszej zastosowania przy obliczaniu korekty rocznej kosztów osieroconych dla (...) S.A. za trzy kwartały 2008 r., z uwagi na to, iż podmiot ten w chwili wejścia w życie tej ustawy nie należał do żadnej grupy kapitałowej, a jedynie ten moment jest miarodajny dla oceny, czy wytwórca podlegający przepisom tej ustawy wchodził w skład grupy kapitałowej, czy też nie.

W ocenie Sądu Apelacyjnego stanowisko Sądu pierwszej instancji nie jest trafne. Definicja „grupy kapitałowej” zawarta jest w art. 2 pkt 1 ustawy o rozwiązywaniu (...) poprzez odesłanie do art. 3 ust. 1 pkt 44 ustawy o rachunkowości, który z kolei stanowi, iż za grupę kapitałową uważa się jednostkę dominującą wraz z jednostkami zależnymi, przy czym oba te pojęcia również zdefiniowane zostały w ustawie o rachunkowości (odpowiednio w art. 3 ust. 1 pkt 37 oraz w art. 3 ust. 1 pkt 39) poprzez wskazanie przykładowych sposobów jakimi jednostka dominująca może sprawować kontrolę nad jednostkami zależnymi. Powyższa definicja legalna pojęcia "grupa kapitałowa" jest jednoznaczna i kompletna – brak jest zatem podstaw prawnych do takiej wykładni tej definicji, która wpływałaby na zmianę kręgu desygnatów definiowanego pojęcia w świetle przepisów ustawy o rozwiązywaniu (...). Mając więc na uwadze treść powyższej definicji, nie można zasadnie twierdzić, iż podmioty pozostające względem siebie w stosunku zależności nie są podmiotami należącymi do tej samej grupy kapitałowej. Jak słusznie podnosi apelujący – zgodnie z Programem dla elektroenergetyki z 2006 r., przyjętym przez Radę Ministrów w dniu 27 marca 2006 r., spółka – Zespół Elektrowni (...) S.A. weszła w skład nowoutworzonej grupy (...) S.A. Na gruncie niniejszej sprawy niesporne jest zatem, że (...) S.A. zarówno w dacie wejścia w życie ustawy, jak i wydawania decyzji administracyjnej dotyczącej ustalenia wysokości korekty rocznej kosztów osieroconych dla roku 2008 należał do grupy kapitałowej (...), a (...) S.A. była podmiotem dominującym nad powodem i sprawującym nad nim kontrolę. W powyższej dacie do tej samej grupy kapitałowej należała również spółka (...) S.A. Natomiast obecnie zarówno powodowa spółka, jak i (...) S.A. utraciły samodzielny byt prawny stając się częścią (oddziałami) spółki (...) S.A. w B.. Tym niemniej – zdaniem Sądu Apelacyjnego – samodzielność wytwórcy, jak i jego przynależność do grupy kapitałowej należało oceniać według stanu istniejącego w 2008 r., tj. w okresie za jaki była dokonywana korekta roczna kosztów osieroconych zaskarżoną decyzją Prezesa URE, zgodnie z legalną definicją wynikającą z treści art. 2 ustawy o rozwiązywaniu (...).

Należy zgodzić się ze stanowiskiem pozwanego, iż przyjęta przez Sąd Okręgowy koncepcja wyliczenia środków na pokrycie kosztów osieroconych, w zakresie dotyczącym przepisu art. 32 ustawy o rozwiązaniu (...) jest wynikiem błędu w wykładni pojęcia "grupa kapitałowa" użytego w tym przepisie. Sąd Okręgowy oparł się na wyliczeniach przyjętych przez powoda, które bazowały na tezie, że omawiany przepis nie pozwala na przypisanie powoda i (...) S.A. do tej samej grupy kapitałowej. Jednakże takie założenie jest nie do pogodzenia z treścią definicji legalnej tego pojęcia zawartą w art. 2 pkt 1 ustawy o rozwiązywaniu (...), jak też z przytoczonymi na wstępie założeniami zawartymi w Decyzji KE z 2007 r.

Zgodnie z treścią art. 32 ust. 1 ustawy o rozwiązywaniu (...)w przypadku gdy wytwórca, który zawarł umowę rozwiązującą, wchodzi w skład grupy kapitałowej, w kalkulacji kosztów osieroconych uwzględnia się wielkości oznaczone symbolami (...), (...), (...) i (...), o których mowa w art. 27 ust. 1 tej ustawy, w odniesieniu do każdego wytwórcy oraz podmiotu wchodzącego w skład grupy kapitałowej i wykonującego działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej w jednostkach wytwórczych wymienionych w załączniku nr 7 do tej ustawy”. Stanowisko powoda i tym samym stanowisko Sądu pierwszej instancji, iż zastosowanie przepisu art. 32 ust. 1 ustawy o (...) nie mogłoby mieć w sprawie niniejszej miejsca, z uwagi na to, że w dacie wejścia w życie ustawy zarówno (...) S.A., jak i (...) S.A. nie były zaliczone do tej samej grypy kapitałowej w załączniku nr 7 do ustawy, byłoby prawidłowe, gdyby treść tego przepisu brzmiała inaczej, aniżeli treść nadana mu przez ustawodawcę. Taka wykładnia tego przepisu byłaby trafna, gdyby art. 32 ust. 1 miał brzmienie „ w przypadku gdy wytwórca, który zawarł umowę rozwiązującą, wchodzi w skład grupy kapitałowej wymienionej w załączniku nr 7 (ewentualnie 1) do ustawy , w kalkulacji kosztów osieroconych uwzględnia się wielkości oznaczone symbolami (...), (...), (...) i (...), o których mowa w art. 27 ust. 1 tej ustawy, w odniesieniu do każdego wytwórcy oraz podmiotu wchodzącego w skład grupy kapitałowej wymienionej w załączniku nr 7 (ewentualnie 1) do ustawy i wykonującego działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej w jednostkach wytwórczych wymienionych w załączniku nr 7 do tej ustawy”. Skoro jednak przepis ten nie ma takiej treści, zatem zgodnie z literalną wykładnią OBOWIĄZUJĄCEGO brzmienia art. 32 ust. 1 ustawy o rozwiązywaniu (...), podmioty wymienione w załączniku nr 7 brane są pod uwagę w obliczaniu korekty kosztów osieroconych wytwórcy w odniesieniu do jednostek wytwórczych wymienionych w tym załączniku – oczywiście w przypadku, gdy w danym okresie rozliczeniowym wchodzą wraz z wytwórcą w skład grupy kapitałowej w rozumieniu art. 2 pkt. 1 tej ustawy. Taką wykładnię potwierdza także treść art. 28 ust. 2 ustawy, który stanowi: „ 2. Jeżeli wytwórca będący stroną umowy rozwiązującej wchodzi w skład grupy kapitałowej, do przekazywania danych, o których mowa w ust. 1, są obowiązane także, wchodzące w skład tej grupy, inne podmioty wykonujące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej w jednostkach wytwórczych wymienionych w załączniku nr 7 do ustawy.

Załącznik nr 7 zatytułowany jest „ Wykaz jednostek wytwórczych uwzględnianych w kalkulacji kosztów osieroconych wytwórców i uwzględniany w korektach kosztów osieroconych”. Wymienione są w nim podmioty wskazane w załączniku nr 1 biorące udział w programie pomocy publicznej, jaką jest wypłacanie przez Zarządcę Rozliczeń kosztów osieroconych, a także Elektrownia (...) S.A., która nie była i nie jest beneficjentem tej pomocy. W załączniku Nr 7 wymienione są te jednostki wytwórcze określonych podmiotów, na które poniesione zostały nakłady w ramach (...) i których koszty oraz generowane przez te jednostki przychody są uwzględniane przy obliczeniach rocznych korekt, a także stanowi zamknięty katalog jednostek wytwórczych, które winny zostać wzięte pod uwagę przy obliczaniu wysokości korekt rocznych tych kosztów. Dlatego też nie do zaakceptowania jest prezentowany przez powoda pogląd, podzielony w zaskarżonym wyroku przez Sąd Okręgowy, iż sposób uszeregowania jednostek wytwórczych w załączniku nr 7 do ustawy o rozwiązywaniu (...) przesądza o tym czy dany wytwórca znajduje się w grupie kapitałowej, czy też nie, a co za tym idzie również o istnieniu podstaw do zastosowania przepisu art. 32 ustawy o rozwiązywaniu (...). Ujęcie w tym załączniku także wskazanych jednostek wytwórczych Elektrowni (...) S.A. oznacza, iż koszty i przychody tych jednostek wytwórczych tej Elektrowni powinny być uwzględniane przy obliczaniu korekty rocznej innych wytwórców wchodzących w skład tej samej grupy kapitałowej – za okres, w którym istniał taki stan rzeczy. Z przytoczonych na wstępie głównych założeń Decyzji KE z 2007 r. nie wynika, aby rozliczanie kosztów osieroconych na poziomie skonsolidowanym miało być ograniczone jedynie do tych podmiotów, które tworzyły grupy kapitałowe wymienione w załącznikach nr 1 i 7 w chwili wejścia w życie ustawy. Wręcz przeciwnie – podkreślono, że wszystkie wielkości uwzględniane przy obliczeniach kosztów osieroconych były kalkulowane odrębnie dla każdego podmiotu, co pozwala na zastosowanie wskaźników zawartych w załącznikach nr 3 i nr 5 do ustawy w odniesieniu do każdego wytwórcy samodzielnie, jak też wówczas, gdy zdecydowałby się on na uczestniczenie w grupie kapitałowej po wejściu w życie ustawy. Przedstawiona przez powoda i Sąd pierwszej instancji interpretacja art. 32 ust. 1 ustawy prowadziłaby do sprzeczności z celami ustawy wymienionymi na wstępie rozważań Sądu Apelacyjnego, zaś przyznana nadmierna kwota rocznej korekty kosztów osieroconych – nie skorygowana na poziomie skonsolidowanym – musiałaby zostać uznana za niedozwoloną pomoc publiczną, podlegającą zwrotowi przez jej beneficjenta. Pogląd, iż przepis art. 32 ust. 1 ustawy o rozwiązywaniu (...) modyfikuje ogólny mechanizm korekty kosztów osieroconych dla wytwórców energii należących do grup kapitałowych obejmujących co najmniej jednego wytwórcę wymienionego w załączniku nr 1 do tejże ustawy, nie przesądza jednak, że przewidziany w tym przepisie mechanizm znajduje zastosowanie tylko do tych wytwórców, którzy wchodzili w skład grupy kapitałowej w dniu wejścia w życie ustawy – został także wyrażony przez Sąd Najwyższy w wyroku z dnia 8 maja 2013 r., III SK 34/12 (LEX nr 1341692).

Mając więc na względzie okoliczność, iż tak powód, jak i (...) S.A. należały w dacie wydawania decyzji administracyjnej dotyczącej ustalenia wysokości korekty rocznej kosztów osieroconych, dla powoda, dla roku 2008, do jednej grupy kapitałowej ( (...)), a także uwzględniwszy fakt, iż (...) S.A. była w tej dacie (oraz jest obecnie) podmiotem wykonującym działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej w jednostkach wytwórczych wymienionych w załączniku nr 7 do ustawy o rozwiązywaniu (...), za słuszne uznać należy twierdzenie, iż przepis art. 32 ust. 1 ww. ustawy winien mieć zastosowanie w okolicznościach niniejszej sprawy. Powyższe zaś winno skutkować przyjęciem, iż przy ustalaniu wyniku finansowego powoda, na potrzeby ustalenia wysokości korekty rocznej koszów osieroconych powinien zostać uwzględniony wynik finansowy (...) S.A. co ma wpływ na wysokość należnych powodowi kosztów osieroconych. Im bowiem wyższy jest wynik finansowy danego wytwórcy, tym niższa kwota kosztów osieroconych przysługuje temu wytwórcy.

Z uwagi na powyższe, w niniejszej sprawie korektę kosztów osieroconych za 2008 r. należało pomniejszyć o część wyniku finansowego (...) S.A. w proporcji wynikającej z przynależności powoda do grupy kapitałowej (...) S.A. Dlatego też przedmiotowa korekta stosownie do art. 32 ust. 3 ustawy o rozwiązaniu (...) została pomniejszona o stosowną część wyniku finansowego (...) S.A., wynikającą z udziału kwoty maksymalnej kosztów osieroconych ustalonej dla powoda w sumie kwot maksymalnych tych kosztów ww. wytwórców wchodzących w skład grupy kapitałowej (...). Sąd Apelacyjny nie podzielił jednak stanowiska pozwanego, iż dla takiej korekty należało przyjąć wynik hipotetyczny (...) S.A., tj. taki, jaki uzyskałaby sprzedając wytworzoną energię przedsiębiorstwom obrotu spoza grupy kapitałowej. Zdaniem Sądu drugiej instancji taki zabieg wykracza poza dopuszczalne reguły interpretacyjne, nie będąc w istocie stosowaniem norm prawnych, ale ich tworzeniem, co stanowi naruszenie zasad konstytucyjnych. Dlatego też dla obliczenia korekty rocznej kosztów osieroconych powoda należało przyjąć rzeczywisty przychód (...) S.A. ze sprzedaży energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych oraz całkowitej rezerwy na poczet nabycia brakujących uprawnień do emisji CO2 . Δ Wdkj (...) za 2008 wyniosła zatem 18.007.200 zł (kalkulacja wskazana przez powoda w załączniku nr 7 do odpowiedzi na apelację – fakt niezaprzeczony przez pozwanego). Tym samym o tę wartość należało pomniejszyć wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych powoda za rok 2008 .

Za bezzasadny natomiast Sąd Apelacyjny uznał drugi zarzut apelacyjny, tj. nieuzasadnionego uwzględnienia w kosztach działalności operacyjnej brakujących uprawnień do emisji CO2.

Zdaniem Prezesa URE koszty brakujących Uprawnień do emisji nie stanowiły kosztów działalności operacyjnej Powoda w 2008 roku związanych ze sprzedażą energii elektrycznej, rezerw mocy i usług systemowych, które należy uwzględnić w kalkulacji kwoty korekty rocznej kosztów osieroconych, ponieważ nie spełniają definicji kosztu osieroconego w myśl teorii rachunkowości. Pozwany wskazał również, że koszty brakujących Uprawnień do emisji nie były uwzględniane przez ustawodawcę w kalkulowaniu załączników do Ustawy, ponadto rzeczywista kwota wydatków związana z koniecznością zakupu brakujących Uprawnień do emisji, jakie wytwórca poniesie w latach 2008-2012 będzie znana dopiero w 2013 roku. Zdaniem pozwanego niewykorzystana kwota rezerwy powinna zostać rozliczona zgodnie z polityką rachunkowości danego wytwórcy, jednak w przypadku znaczącej wartości tej rezerwy istnieje możliwość, że jej rozliczenie nie zostanie odzwierciedlone poprzez zwiększenie wyniku finansowego wytwórcy w kolejnym roku, a jedynie przez zwiększenie sumy bilansowej w kolejnym roku w wyniku zaliczenia tej pozycji jako „zysku z lat ubiegłych". Nawet gdyby wytwórca rozliczył rezerwą utworzoną w ciężar kosztów z poprzedniego roku poprzez zmniejszenie kosztów z roku kolejnego, to fakt ten nie zostanie uwzględniany w obliczaniu należnej pomocy publicznej, jeżeli ten kolejny rok przypadnie po upływie okresu korygowania lub w roku tym zostanie spełniony warunek, o którym mowa w art. 33 ust. 1 pkt. 1 ustawy.

Sąd Apelacyjny w zakresie tego zarzutu w pełni podziela stanowisko Sądu pierwszej instancji, pozostające w zgodności z utrwaloną już linią orzeczniczą, że rezerwy na zakup brakujących Uprawnień do emisji stanowią koszty podlegające uwzględnieniu w kalkulacji korekty kosztów osieroconych na gruncie przepisów ustawy o rozwiązywaniu (...), a także ustawy z dnia 29 września 1994 roku o rachunkowości i ustawy z dnia 22 grudnia 2004 roku o handlu uprawnieniami do emisji do powietrza gazów cieplarnianych i innych substancji. Zgodnie bowiem z przepisami ustawy o rachunkowości powód był zobowiązany do zawiązania rezerwy na poczet brakujących uprawnień do emisji, która to rezerwa stanowi koszt działalności operacyjnej powoda. Natomiast zgodnie z ustawą o rozwiązywaniu (...) każdy koszt działalności operacyjnej związanej z wytwarzaniem energii elektrycznej powinien być uwzględniony w kalkulacji wyniku finansowego wytwórcy. Brak zatem jakichkolwiek podstaw by kwestionować zasadność uwzględnienia kosztów brakujących uprawnień do emisji w kwocie korekty rocznej powoda. Takie rozliczenie kosztów uprawnień do emisji jest również zgodne z regulacją ustawy o handlu emisjami, która – wbrew twierdzeniom Prezesa URE – przewiduje mechanizm rocznego rozliczania uprawnień do emisji danego wytwórcy.

Za gołosłowne należało uznać twierdzenia pozwanego, iż koszty rezerwy na poczet brakujących uprawnień do emisji nie mogły zostać rozliczone w kolejnych latach okresu korygowania. Możliwość nierozliczenia kosztów rezerwy w kolejnym roku jest bowiem jedynie hipotetyczna. Okres korygowania (...) trwał do końca 2010 roku, zatem rozliczenie kosztów brakujących Uprawnień do emisji mogło zostać dokonane przez Prezesa URE przy decyzjach o korekcie rocznej Powoda za 2009 i 2010 rok .

Trafność tego stanowiska potwierdził Sąd Apelacyjny w wyrokach z dnia 24 kwietnia 2012 r. (VI ACa 1390/11, XVII AmE 156/09 niepubl), z dnia 25 kwietnia 2012 roku (VI ACa 972/11, XVII AmE 159/09, niepubl.). Ostatecznie takie stanowisko przyjął też sam pozwany, który dokonując korekty rocznej kosztów osieroconych dla roku 2009 dla powoda jak i dla wszystkich innych wytwórców, uwzględnił w kalkulacji kwoty tej korekty koszty brakujących Uprawnień do emisji ( okoliczność bezsporną).

Na rozprawie apelacyjnej pozwany przedłożył obliczenie korekty rocznej kosztów osieroconych dla powoda za rok 2008, z uwzględnieniem rzeczywistego wyniku Elektrowni (...) S.A. (k. 1084). Według pozwanego wysokość tej korekty powinna wynosić 31 536 000 zł. Wyliczenie to zostało zakwestionowane przez powoda jedynie w odniesieniu do pozycji „Część wyniku finansowego (...) S.A. przypadająca dla (...) w wysokości 1918,4 tys. zł. Zdaniem powoda wielkość ta wynosi 1 912 153,85 zł. O taką też kwotę Sąd Apelacyjny ostatecznie pomniejszył wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych dla powoda za rok 2008, wynoszącą 33.454.400 zł. Tym samym wysokość korekty rocznej kosztów osieroconych za 2008 r. podlegająca wypłacie na rzecz powoda wynosi kwotę dodatnią (+) 31 542 242,15 zł.

Mając na uwadze powyższe – na podstawie art. 386 § 1 oraz art. 385 k.p.c. – Sąd Apelacyjny orzekł jak w sentencji wyroku, o kosztach postępowania za drugą instancję rozstrzygając na podstawie art. 100 zd. 2 k.p.c., przy uznaniu, iż powód uległ w nieznacznej części.

Dodano: 13 listopada 2014, Opublikował(a): Agnieszka Hydzik
Podmiot udostępniający informację: Sąd Apelacyjny w Warszawie
Osoba, która wytworzyła informację: Sędzia SA– Agata Zając, SA– Ryszard Sarnowicz
Data wytworzenia informacji: 11 grudnia 2013