Niedawna decyzja Komisji Europejskiej zatwierdzająca zgodność zaproponowanego przez Wielką Brytanię systemu rynku mocy mającego ograniczyć ryzyko blackoutu została zaskarżona do Trybunału. Kazus ten, bez względu na rozstrzygnięcie, pokazuje jak istotne jest pogodzenie interesów różnych grup nacisku przy tworzeniu regulacji oddziałujących na cały rynek energii.
Szybkie zmiany struktury systemu energetycznego niekoniecznie służą bezpieczeństwu dostaw. Wzrost ilości źródeł odnawialnych uzależnionych od, niejednokrotnie kapryśnych, warunków pogodowych czy podyktowana unijnym prawodawstwem środowiskowym konieczność wyłączenia starych bloków niespełniających ścisłych wymogów powoduje, że system energetyczny potrzebuje dodatkowego zaplecza w postaci źródeł uruchamianych wyłącznie w okresach szczytowego zapotrzebowania bądź też największych odbiorców, gotowych do okresowego ograniczenia swojego zapotrzebowania w ramach tzw. mechanizmów strony popytowej (demand-side response). Ekonomiczna opłacalność takiego rozwiązania bazuje na uzyskiwaniu zapłaty za wytwarzanie bądź redukcję, a także za samą bieżącą gotowość do takiej redukcji (wyjątek w tym zakresie stanowią stosowane obecnie na niewielką skalę krajowe mechanizmy strony popytowej).
Mechanizmy mocowe mogą przyjmować różną postać – od najprostszych koncepcyjnie wypłacanych bezpośrednio płatności za moc przez aukcje na moc w ramach których moc jest przedmiotem kontraktu zawieranego w wyniku wygranej aukcji po zobowiązania mocowe (polegające na obowiązku zapewnienia przez wytwórców energii ilości mocy proporcjonalnej do wielkości sprzedaży wraz z pewną nadwyżką) czy opcje na niezawodność (opcje call gwarantujące dostępność mocy w systemie). Mechanizmy te co do zasady (aczkolwiek z nielicznymi wyjątkami) angażują środki publiczne, w związku z czym mogą stanowić zakazaną pomoc publiczną. W zbliżony sposób funkcjonować mogą również mechanizmy strony popytowej.
Brytyjski rynek mocy jest systemem scentralizowanym, opartym na aukcjach organizowanych co roku przez operatora systemu przesyłowego. Prawo do uczestnictwa w aukcjach przysługuje dostawcom mocy na równi ze stroną popytową. Brytyjczycy zobowiązali się do dopuszczenia do aukcji, od bieżącego roku, również podmioty zagraniczne. Zwycięzcy aukcji uzyskują płatność za utrzymywanie mocy dyspozycyjnej w systemie oraz premium za rzeczywistą utylizację; niewykonanie zobowiązania dostarczenia energii na wezwanie operatora skutkuje nałożeniem kary.
Dopuszczalność stosowania tego środka przez Wielką Brytanię potwierdzona została w decyzji wydanej przez Komisję Europejską po zaledwie miesięcznym postępowaniu (oraz kontaktach prenotyfikacyjnych) na podstawie opublikowanych w kwietniu zeszłego roku wytycznych, a następnie zaskarżona przez graczy posiadających różne interesy w kontekście tworzonego rynku – MPF i Tempus Energy. Co ważne, jest to pierwsza decyzja stwierdzająca zgodność mechanizmu mocowego z wewnętrznym rynkiem.
Skarga MPF Holdings, a więc olbrzymiej grupy przemysłowej obejmującej zarówno przedsiębiorstwa o wysokim profilu zużycia energii (a więc potencjalnie zainteresowane świadczeniem usług strony popytowej) , jak i posiadające własne źródła wytwórcze została oparta wyłącznie na zarzucie formalnym. Skarżący twierdzi, że został bezprawnie pozbawiony przez Komisję udziału w postępowaniu wyjaśniającym, gdyż takie nie zostało otwarte, a – jak twierdzi MPF, istniały podstawy do otwarcia postępowania wyjaśniającego ze względu na wątpliwości co do zgodności mechanizmu z wewnętrznym rynkiem, co skarżący poparł szeregiem konkretnych zarzutów wobec zaproponowanego mechanizmu. Jak ocenił skarżący, przepis zgodnie z którym dostawcy mocy z nowych źródeł mogą w wyniku aukcji uzyskać aż 15-letni kontrakt, w stosunku do rocznego kontraktu przysługującego podmiotom prowadzącym istniejące źródła w nieuzasadniony sposób różnicuje sytuację poszczególnych graczy rynkowych, a argument że okres piętnastoletni jest minimalnym w celu zapewnienia opłacalności nowych inwestycji jest nietrafiony i Komisja nie powinna była się doń przychylić tym bardziej, jak miało to miejsce w decyzji, bez dogłębnego zbadania zasadności tego twierdzenia. Dodatkowo, MPF Holdings zakwestionowało wprowadzony przez brytyjskiego ustawodawcę podział podmiotów świadczących usługi w ramach rynku mocy na dwie grupy, tj. price takers i price makers. Mianem price takers określeni zostali przedsiębiorcy funkcjonujący na rynku, natomiast mianem price makers – przedstawiciele strony popytowej oraz inwestorzy mający uruchomić nowe źródła. O ile ci drudzy mają dowolność w proponowaniu ceny za jaką są gotowi zobowiązać się do udostępnienia mocy, a jedynym ograniczeniem jest odgórnie nałożony, wyliczony w oparciu o prognozy ekonomiczne limit powyżej którego rząd nie zakontraktuje żadnej ilości mocy, o tyle ci pierwsi mogą proponować cenę w wysokości będącej poniżej kosztów wejścia na rynek nowych podmiotów (na potrzeby pierwszej aukcji, która została przeprowadzona w grudniu maksymalna cena za kW mocy, jaką mogli otrzymać dostawcy mocy zakwalifikowani do grupy price makers wyniosła 75 funtów, podczas gdy dla drugiej grupy cena ta była aż trzykrotnie niższa). Zdaniem brytyjskiego rządu podział ten ma na celu zapobieżenie możliwości wykorzystania siły rynkowej poprzez podmioty o ukonstytuowanej pozycji i o znacznej ilości aktywów wytwórczych. Ponadto również istniejące instalacje mają możliwość zakwalifikowania się do grupy price makers na podstawie własnej oceny, przygotowując odpowiednie uzasadnienie które nie jest weryfikowane przed zorganizowaniem aukcji. Uzasadnienia tego może jedynie zażądać brytyjski organ regulacji energetyki (Ofgem) w celu weryfikacji zaistnienia ewentualnej manipulacji rynkiem.
Tempus Energy jest natomiast innowacyjną spółką obrotu energią, kojarzącą zapotrzebowanie swoich klientów z okresami najniższego popytu na rynku, oferując możliwie najniższą cenę poprzez zastosowanie swoistego systemu aktywizacji strony popytowej. W swojej skardze Tempus twierdzi, że przepisy wprowadzające system naruszyły zasady niedyskryminacji, proporcjonalności oraz zasady ochrony uzasadnionych oczekiwań poprzez nieodpowiednią ocenę roli jaką mogą pełnić mechanizmy strony popytowej w wypełnianiu ewentualnej luki podażowej na rynku energii (ocena, że mechanizmy te nie są odpowiednim i wystarczającym środkiem jest jednym z warunków zgodności wprowadzenia mechanizmów mocy z rynkiem wewnętrznym na gruncie obowiązujących wytycznych) oraz dyskryminujące traktowanie podmiotów które chcą świadczyć usługę demand-side response w stosunku do wytwórców funkcjonujących w ramach capacity market oraz dostawców mocy posiadających źródła wytwórcze (m.in. obowiązek wniesienia wadium).
Skutkiem uwzględnienia którejkolwiek z tych skarg przez Trybunał byłoby uznanie decyzji Komisji za niebyłą. Jak wskazał Trybunał w pkt 61 i 63 wyroku w sprawie CELF I, w przypadku zasadności skargi o stwierdzenie nieważności sąd wspólnotowy orzeka o nieważności danego aktu, efektem czego jest usunięcie tego aktu z systemu prawnego ze skutkiem wstecznym i w stosunku do wszystkich podmiotów podlegających prawu.
W tej samej sprawie Trybunał uznał, że w przypadku w którym decyzja zaskarżona została z zachowaniem terminu a następnie stwierdzona została jej nieważność oraz w którym termin na wniesienie skargi na tę decyzję jeszcze nie upłynął albo w przypadku wniesienia skargi nie zostało wydane jeszcze ostateczne rozstrzygnięcie, decyzja Komisji stwierdzająca zgodność pomocy z rynkiem wewnętrznym nie powoduje powstania uzasadnionych oczekiwań beneficjenta pomocy. Negatywny wyrok Trybunału rodzi zatem znaczne ryzyko dla zawartych już w wyniku pierwszych przetargów kontraktów mocowych.
Nie zdradzę tajemnicy wskazując, że Polska również opracowuje własną koncepcję rynku mocy i że z publicznych wypowiedzi przedstawicieli energetyki zawodowej wynika, że model brytyjski jest preferowanym modelem na którym polski rynek mocy powinien być wzorowany. Przy projektowaniu przepisów prawnych inkorporujących ten mechanizm do krajowego porządku prawnego niewątpliwie należało będzie wziąć pod uwagę sprzeczne interesy wielu grup, co może okazać się niemałym wyzwaniem dla krajowego legislatora.
Absolwent prawa (Wydział Prawa i Administracji UW) i studiów podyplomowych (funkcjonowanie rynku energii) w Szkole Głównej Handlowej. Uczestnik seminarium doktoranckiego prowadzonego przez prof. Marka Wierzbowskiego z Katedry Prawa i Postępowania Administracyjnego na UW, pod okiem którego przygotowuje rozprawę doktorską z zakresu prawa energetycznego. Studiował również prawo zwyczajowe na University of Cambridge oraz europejskie na Katholieke Universiteit Leuven (w ramach programu Erasmus).
Pracuje jako prawnik w Ernst & Young Law Tałasiewicz i Wspólnicy Sp. k. - kancelarii zrzeszonej z międzynarodową firmą doradczą Ernst & Young.
Na co dzień aktywnie zaangażowany w prace Instytutu Allerhanda, w ramach którego współpracuje przy projektach związanych z prawem energetycznym.
Interesuje się gospodarczym w tym prawem energetycznym i prawem ochrony środowiska, a także ochroną konkurencji i pomocą publiczną, prawem międzynarodowym i prawem spółek handlowych.
