Wprowadzenie

System rynku mocy, wprowadzony ustawą z 8 grudnia 2017 r., ma na celu zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej poprzez stworzenie bodźców ekonomicznych do utrzymania i rozwoju źródeł wytwórczych. Jednym z kluczowych elementów tego mechanizmu jest system sankcji, który ma zagwarantować, że jednostki rynku mocy faktycznie zrealizują swoje zobowiązania inwestycyjne i eksploatacyjne.

Poniżej przedstawiamy analizę podstawowych rodzajów kar w rynku mocy, zasad ich nakładania oraz problemów interpretacyjnych związanych z kumulacją sankcji.

System sankcji w rynku mocy – konstrukcja i funkcja

Podstawę prawną dla mechanizmu sankcyjnego stanowią przepisy ustawy o rynku mocy, w szczególności art. 46–47 oraz art. 57–59.

Ustawodawca przewidział dwa zasadnicze reżimy odpowiedzialności:

  1. Etap inwestycyjny – związany z realizacją wymogów technicznych przez jednostki rynku mocy (nowe lub modernizowane jednostki wytwórcze).
  2. Etap eksploatacyjny – obejmujący sankcje za niewykonanie obowiązku mocowego w okresach dostaw.

Celem pierwszego z nich jest dyscyplinowanie inwestorów do terminowej realizacji projektów, natomiast drugiego – zapewnienie rzeczywistej dostępności mocy w momentach szczytowego zapotrzebowania.

Kary za niewykonanie umowy mocowej – etap inwestycyjny (art. 46–47 ustawy)

Zgodnie z art. 46 ust. 1 ustawy o rynku mocy, umowa mocowa ulega rozwiązaniu, jeżeli dostawca mocy nie spełnił wymagań dotyczących przygotowania jednostki rynku mocy do świadczenia obowiązku, o których mowa w art. 52 ust. 1–2.

W takich przypadkach ustawodawca przewidział zatrzymanie zabezpieczenia finansowego ustanowionego na podstawie art. 50 ust. 1 lub – gdy dostawca był z tego obowiązku zwolniony – konieczność uiszczenia kary pieniężnej w tej samej wysokości (art. 47 ust. 1).

Dodatkowo, w odniesieniu do nowych jednostek wytwórczych, wprowadzono system narastających kar miesięcznych za opóźnienie w osiągnięciu gotowości technicznej (art. 47 ust. 2):

  • 5% miesięcznej wartości obowiązku mocowego – w pierwszym roku dostaw,
  • 15% – w drugim roku,
  • 25% – w trzecim roku dostaw.

Kara ta jest naliczana do czasu przedstawienia informacji potwierdzających spełnienie wymogów technicznych, a w razie wcześniejszego rozwiązania umowy – dostawca płaci łączną wartość kar, które byłyby należne do końca trzeciego roku dostaw (art. 47 ust. 4).

Sankcje te mają zatem charakter prewencyjno-dyscyplinujący – ich celem jest wymuszenie realizacji inwestycji w terminie, a nie rekompensata za rzeczywistą szkodę.

Kary za niewykonanie obowiązku mocowego – etap eksploatacyjny (art. 57–59 ustawy)

Z chwilą rozpoczęcia okresu dostaw wytwórca lub inny dostawca mocy staje się zobowiązany do pozostawania w gotowości i dostarczenia zakontraktowanej mocy elektrycznej w okresach przywołania na rynku mocy (art. 57 ust. 1–2).

W przypadku niewykonania tego obowiązku, zgodnie z art. 59 ust. 1, dostawca mocy uiszcza karę pieniężną na rzecz operatora systemu przesyłowego (PSE). Wysokość kary obliczana jest jako iloczyn:

  • niewykonanego obowiązku mocowego oraz
  • jednostkowej stawki kary, określanej corocznie przez Prezesa URE i ogłaszanej do 15 grudnia roku poprzedzającego okres dostaw (art. 59 ust. 2 i 2a).

Ustawa przewiduje jednak limity maksymalnych kar:

  • roczna suma kar nie może przekroczyć dwukrotności iloczynu największego obowiązku mocowego jednostki i najwyższej ceny zamknięcia aukcji dla danego roku dostaw (art. 59 ust. 4),
  • miesięczna suma kar – 1/5 powyższego limitu (art. 59 ust. 5).

Sankcja ta ma charakter eksploatacyjny i kompensacyjno-prewencyjny – ma chronić bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego poprzez wymuszenie faktycznej dostępności zakontraktowanej mocy.

Kumulacja sankcji – problem nadmiernego obciążenia

W praktyce funkcjonowania rynku mocy szczególne wątpliwości budzi relacja między karami z art. 47 a karami z art. 59 ustawy o rynku mocy.

Dostawca mocy może bowiem zostać ukarany dwukrotnie za ten sam skutek gospodarczy – brak dostępności mocy:

  1. najpierw za niespełnienie wymagań inwestycyjnych (opóźnienie w realizacji kamieni milowych – art. 47),
  2. następnie za niewykonanie obowiązku mocowego w okresie dostaw (art. 59).

Pierwsza z tych kar ma charakter hipotetyczny – sankcjonuje potencjalny brak gotowości, druga – rzeczywisty, odnoszący się do niewykonania obowiązku w konkretnym okresie przywołania.

Analiza przepisów ustawy o rynku mocy prowadzi do wniosku, że system sankcji przewidziany w art. 46-47 oraz art. 57-59, mimo swojej pozornej logicznej sekwencyjności, nie zapewnia pełnej spójności ani ochrony przed kumulatywnym obciążeniem dostawcy mocy. Ustawodawca przyjął dwa odrębne reżimy odpowiedzialności – inwestycyjny i eksploatacyjny – jednak ich zakresy faktyczne częściowo się przenikają, co prowadzi do poważnych wątpliwości interpretacyjnych.

Zgodnie z art. 47 ust. 2–4, dostawca mocy, który nie spełnił w terminie wymagań technicznych z art. 52 ust. 2, ponosi miesięczne kary procentowe od wartości obowiązku mocowego (5%, 15%, 25%), a w przypadku wcześniejszego rozwiązania umowy – kary skumulowane, odpowiadające wysokości należnej do końca okresu trwania umowy. Równolegle, art. 59 przewiduje sankcję za niewykonanie obowiązku mocowego w okresie dostaw, której wysokość ustala się jako iloczyn niewykonanego obowiązku mocowego i jednostkowej stawki kary ustalanej przez Prezesa URE.

Trzeba jednak zwrócić uwagę, że:

  • art. 47 ust. 3 wyłącza stosowanie art. 59 jedynie do dnia przedstawienia informacji o spełnieniu wymogów technicznych, nie odnosi się natomiast do przypadków, w których jednostka uzyskała gotowość formalnie, ale faktycznie nie osiągnęła pełnej zdolności świadczenia mocy,
  • przed uzyskaniem gotowości technicznej aktualizuje się obowiązek mocowy (rozpoczął się okres dostaw), ale jednostka pozbawiona jest przychodów z rynku mocy w całości, a nadto ponosi karę, choć w tym czasie teoretycznie może nie wystąpić żaden okres przywołania – kara jest zupełnie oderwana od wysokości wyrządzonej szkody,
  • a tym samym ustawodawca pozwala na nałożenie sankcji (lub aktualizację odpowiedzialności) w obu reżimach w ramach jednej, trwającej umowy mocowej.

Dodatkowo, wzorzec umowy mocowej opracowany przez PSE powiela konstrukcję ustawową bez mechanizmów kompensacyjnych czy wyłączenia zbiegów, co w praktyce potęguje ryzyko podwójnego karania za ten sam brak dostępności mocy. W rezultacie dostawca może ponieść najpierw karę za opóźnienie w realizacji operacyjnych kamieni milowych (art. 47 ust. 2), a następnie – po rozpoczęciu okresu dostaw – karę za niewykonanie obowiązku mocowego (art. 59), mimo że oba naruszenia wynikają z tej samej przyczyny gospodarczej – braku ukończenia lub niewłaściwego funkcjonowania jednostki wytwórczej.

Taka kumulacja prowadzi do zatarcia granicy między sankcją administracyjną o charakterze prewencyjnym a sankcją za rzeczywiste naruszenie obowiązku świadczenia. W praktyce skutkuje podwójnym ukaraniem tego samego podmiotu za to samo zdarzenie, co należy ocenić jako niezgodne z:

  • zasadą proporcjonalności (art. 31 ust. 3 Konstytucji RP),
  • zasadą ne bis in idem w prawie administracyjnym,
  • oraz standardem adekwatności sankcji w prawie unijnym (art. 5 TUE, rozporządzenie (UE) 2019/943).

Na tym tle ujawnia się także problem zbiegu z odpowiedzialnością cywilnoprawną (odszkodowawczą) dostawcy mocy względem operatora. Umowa mocowa, choć oparta na przepisach publicznoprawnych, ma charakter cywilnoprawny, co otwiera drogę do równoległego dochodzenia przez operatora roszczeń odszkodowawczych na zasadach ogólnych. W konsekwencji dostawca mocy może zostać obciążony potrójnie – karą administracyjną, utratą zabezpieczenia finansowego oraz potencjalnym odszkodowaniem umownym - tu z kolei pojawia się istotne pytanie o to, kto faktycznie jest poszkodowanym i czy w ogóle można go w jakikolwiek sposób zidentyfikować (w sensie gospodarczym poszkodowanym jest cały system elektroenergetyczny).

Taki stan rzeczy należy ocenić jako legislacyjnie niedoskonały i systemowo nieproporcjonalny. Brak jednoznacznego rozdziału między reżimem inwestycyjnym a eksploatacyjnym, a także między odpowiedzialnością administracyjną i cywilnoprawną, prowadzi do erozji przejrzystości i przewidywalności systemu rynku mocy.

Podsumowanie

System kar w rynku mocy ma uzasadnione funkcje ekonomiczne i systemowe, jednak jego stosowanie wymaga zachowania zasady proporcjonalności i racjonalności sankcji.

Po pierwsze, należy wyraźnie rozróżniać sankcje o charakterze prewencyjnym (art. 47) od sankcji eksploatacyjnych (art. 59).

Po drugie, w sytuacjach, gdy niewykonanie obowiązku mocowego jest bezpośrednią konsekwencją opóźnień inwestycyjnych, nie powinno dochodzić do kumulacji sankcji, lecz do wyboru tej, która adekwatnie odzwierciedla rzeczywisty stopień winy i skutków.

Po trzecie, interpretacja przepisów powinna uwzględniać zasadę efektywności i proporcjonalności prawa unijnego, aby uniknąć nadmiernych sankcji finansowych o charakterze represyjnym.

Podsumowując, art. 47 i 59 ustawy o rynku mocy realizują wspólny cel – zapewnienie dostępności mocy w systemie. Jednak ich jednoczesne stosowanie wobec tego samego podmiotu może prowadzić do nieproporcjonalnego, podwójnego obciążenia, co wymaga ostrożnej i celowościowej interpretacji przepisów przez operatora oraz organy regulacyjne