Warszawa, 26 września 2022 r. 

Zacieśnianie polityki energetycznej UE, a polskie wyzwania

14 września br. Parlament Europejski głosował za zwiększeniem głównych celów dotyczących proponowanych zmian dyrektyw w sprawie energii odnawialnej (RED) i efektywności energetycznej (EED). Zgodnie z przyjętymi w RED zmianami, wyznaczono 45% udział energii odnawialnej w mixie energetycznym UE do 2030 r. W porównaniu z pierwotnym celem jest to wzrost o 5 pp, który jednocześnie wypełnia zalecenia REPowerEU – dokumentu, w którym Komisja rekomenduje, aby energia odnawialna była kluczowym kierunkiem odpowiedzi UE na agresję Rosji wobec Ukrainy. Działanie to wywodzi się wprost z koncepcji Europejskiego Zielonego Ładu i pakietu powiązanych z nim dokumentów uchwalonych w lipcu 2021 r.

W osobnym głosowaniu Parlament Europejski opowiedział się za zmianami w dyrektywie o efektywności energetycznej (EED). Posłowie PE zwrócili się do krajów UE o 40% redukcję zużycia energii końcowej i 42,5% redukcję zużycia energii pierwotnej do 2030 r., w oparciu o poziom odniesienia z 2007 r. Stanowi to dalsze 2,5% ograniczenie konsumpcji energii w porównaniu z pierwotnym wnioskiem Komisji.

Stanowisko ogłoszone w PE dało jasny sygnał, zgodny z wielokrotnymi wypowiedziami publicznymi urzędników europejskich: nie zmieniamy kursu na zeroemisyjność w 2050 r., za to zmniejszamy ciśnienie w tendrze, jednocześnie stawiając żagle, żeby szybciej dopłynąć do celu. W obliczu takiego przekazu z Brukseli Polska może albo narzekać na uderzającą w polski mix energetyczny Unię, albo zaakceptować, że silną pozycję możemy wywalczyć jedynie dzięki silnej i niezależnej od „czarnej” energii gospodarce. Związek Przedsiębiorców i Pracodawców stoi na stanowisku, że jest to dla Polski ostatni dzwonek na zaproponowanie przystających obecnym czasom regulacji prawnych dla rozwoju energetyki i jej finansowania. Musimy zawczasu optymalizować decyzje związane z pokrywaniem wzrastającego zapotrzebowania na czystą energię oraz przygotować się na coraz bardziej wyśrubowane wymagania rynkowe.

Udział OZE w polskim miksie energetycznym odgrywa coraz większe znaczenie

Energia pozyskiwana z wiatru i słońca w maju 2022 r. przełożyła się na spadek udziału węgla kamiennego w produkcji energii o 11% w stosunku do kwietnia br. W czerwcu 2022 r. produkcja energii w Polsce wyniosła 13 600 GWh. 46,4% energii wyprodukowano z węgla kamiennego, 27,4% mixu stanowił węgiel brunatny, a OZE pokryło zużycie w 18,3%. Jednak nie da się pominąć faktu iż w szczycie dziennym generacja z OZE była w stanie pokryć nawet 67% zapotrzebowania kraju na prąd.

Pozytywny wpływ OZE na ceny energii elektrycznej – w tak niespokojnych czasach kryzysu energetycznego, z jakimi mierzymy się obecnie – jest bardzo wyraźny. W maju średnia cena energii na rynku SPOT (RDN) wyniosła 651 zł/MWh, a średnia cena o godzinie 13:00 była o 21% niższa i wynosiła 516 zł/MWh. Dzięki generacji energii ze słońca i wiatru, każdy z odbiorców energii mógł wtedy oszczędzić co najmniej 135 zł/MWh. W ujęciu dobowym, różnice w cenach w poszczególnych godzinach w ostatnich miesiącach potrafiły przekraczać 1000 czy nawet 1500 zł/MWh – godziny „nasłonecznione” wielokrotnie okazywały się być najtańsze, podczas gdy wyceny godzin popołudniowo-wieczornych (17:00-21:00) biły rekordy.

OZE niezaprzeczalnie wpływa więc już dziś na ceny energii w Polsce. Coraz wyższa moc zainstalowana w PV, w tym 80% udział ponad miliona prosumentów przekłada się na większą produkcję energii, obniżając jej cenę na rynku hurtowym. Wszelkie inwestycje w OZE realizowane są w Polsce jednak z mozołem, z uwagi na liczne bariery regulacyjne.

Polskie wyzwania

Największym problemem dla polskiego przemysłu w perspektywie najbliższych lat są niestabilne ceny energii, a tuż za nimi firmy wskazują na bariery biurokratyczno-prawne. Wielu przedsiębiorców spodziewa się recesji w nadchodzącym roku oraz przygotowuje na straty, a nie zyski. Dodatkowym wyzwaniem staje się również ślad węglowy generowany przez produkty „Made in Poland” i coraz większe zainteresowanie odbiorców emisyjnością produkcji i łańcucha dostaw dla dóbr, z których korzystają. Towary z niskim ratingiem, za rok, dwa mogą już nie znajdować zbywców w silnie proekologicznej Unii.

Transformacja energetyki systemowej na niskoemisyjną to perspektywa idąca w dekady, tymczasem już dziś potrzebujemy dostępności nieobciążonych kosztami walki z emisyjnością źródeł energii. Zarówno inwestycje w elektrownię jądrową, czy małe reaktory modułowe (SMR) to dobre rozwiązania dla energochłonnego przemysłu i krajowej konsumpcji, jednak perspektywa uwolnienia mocy z atomu przesuwa się raczej w kolejne dziesięciolecie. Obecnie najszybszym remedium na wysokie koszty energii i uzależnienie od zewnętrznych, niestabilnych dostaw, jest uwolnienie OZE z więzów przepisów ograniczających rozwój tej branży.

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców od lat postuluje rozwiązania deregulacyjne w branży energetycznej. W obecnej sytuacji prawnej blokowany jest rozwój OZE tłumaczony m.in. brakiem możliwości zapewnienia stabilności Krajowego Systemu Energetycznego. Jednocześnie nie zauważa się szans dla rozproszonej energetyki i przyszłej roli państwa, jako przede wszystkim gwaranta stabilności systemu, a nie producenta kształtującego ceny poprzez podaż, dla którego podstawą jest energetyka węglowa. Więcej energii z OZE to niższe ceny energii, tak potrzebne obecnie przemysłowi. Rządzący powinni się skupić na zapewnieniu rozwiązań prawnych, dzięki którym rynek mógłby sam się regulować w zależności od podaży i popytu. Obecnie nie promuje się żadnego spośród proponowanych przez przedsiębiorców rozwiązań kryzysu energetycznego. Wiele firm jest gotowych by zaangażować się w budowę własnych źródeł wytwórczych, jednak ścieżka decyzyjno-formalna, w tym polityka przyłączeniowa znacząco ogranicza, jeśli nie uniemożliwia swobodny rozwój tego typu inwestycji.

Bieżące i dalekowzroczne rozwiązania w kontekście obecnego stanu prawnego

Liberalizacja 10H

Zupełnie niezrozumiały jest dziś paraliż w procedowaniu tzw. ustawy wiatrakowej. Zasada 10H to zakaz lokowania lądowych turbin wiatrowych w odległości mniejszej od dziesięciokrotność ich całkowitej wysokości. Realnie oznacza to zakaz lokalizowania wiatraków na dystansie bliższym niż 1,5‒2 km od zabudowań gospodarczych i terenów chronionych. Zasada ta wprowadzona została w 2016 r. i skutkowała zatrzymaniem w Polsce rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie.

Miejmy jednocześnie świadomość, że energia z wiatru jest dziś najtańsza spośród znanych źródeł wytwórczych. W aukcjach OZE w ubiegłym roku, w zawieranych kontraktach, cena 1 MWh z energetyki wiatrowej na lądzie zeszła poniżej 200 zł. W lipcu Senat skierował do Sejmu projekt ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw nr UD207, mający na celu złagodzenie zapisów wspomnianej zasady 10H. Projekt zachowuje ogólną regułę 10H, jednak w szczególnych przypadkach pozostawia gminom decyzje o wyznaczaniu lokalizacji elektrowni wiatrowych na podstawie Miejscowego Planu Zagospodarowania Przestrzennego (MPZP) w minimalnej odległości 500 m od zabudowań. Projekt przewiduje zatem ścieżkę bardziej konsensualnego lokowania inwestycji wiatrowych. Miejmy jednocześnie na uwadze iż ta niezwykle pożądana dziś zmiana przepisów nie spowoduje natychmiastowego przyrostu mocy z wiatraków, ponieważ proces przygotowania takiej inwestycji w krajowych warunkach trwa 3-5 lat.

W ogłoszonych przez Komisję Europejską w maju szczegółach planu REPowerEU wskazano, że na mniej cennych środowiskowo terenach procedury uzyskiwania pozwoleń na budowę źródeł OZE, powinny zostać skrócone do jednego roku. W Polskich warunkach, z uwagi na rosnący deficyt zielonej energii na krajowym rynku, powinniśmy wykorzystywać potencjał inwestycji prywatnych i na obszarach np. poprzemysłowych, wyznaczonych w formie dedykowanych stref inwestycyjnych dla OZE maksymalnie upraszczać ścieżkę decyzyjną – tak aby przyrost źródeł zeroemisyjnych odpowiadał popytowi i możliwościom ich finansowania (a więc mechanizmom rynkowym).

PV – Panele fotowoltaiczne

Za sprawą ogłoszonej 18 maja br. unijnej strategii solarnej (EU Solar Strategy), największym beneficjentem wspominanej już polityki REPowerEU może być sektor fotowoltaiki. Poprzez wdrożenie tej strategii, na koniec dekady moc elektrowni fotowoltaicznych w UE ma wzrosnąć do 600 GW. Ponadto ważną kwestią dla gałęzi PV jest inicjatywa Solar Rooftop, która przewiduje wprowadzenie od 2025 r. prawnego obowiązku instalowania paneli słonecznych w nowych budynkach. Aby osiągnąć nowy, podwyższony cel udziału energii z OZE wynoszący 45%, UE będzie musiała do 2030 r. corocznie instalować ok. 45 GW nowych mocy w fotowoltaice.

Projekt dotyczący zmiany ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym (nr UD369) zawiera zapis, że lokalizacja farm PV o mocy powyżej 1 MW ma być dopuszczalna tylko na podstawie Miejscowych Planów Zagospodarowania Przestrzennego.

Lokalizowanie farm PV na podstawie MPZP wydłużyłoby proces budowy farm oraz podniosło koszty inwestycji. W wielu lokalizacjach naszego kraju na uchwalenie MPZP inwestorzy czekają latami. Zdecydowanie więc pomysł ten jest chybiony i mógłby okazać się kolejnym przykładem regulacji (po ustawie 10H), która całkowicie zablokowałaby rozwój – tym razem PV.

Krajowe Sieci Energetyczne – problemy z przyłączaniem

Przedsiębiorcy chcą inwestować w zeroemisyjną energetykę, czy to na potrzeby własne, czy w celach handlowych, jednak brak jest obecnie jednoznacznych rozwiązań prawnych pozwalających na planowanie przedsięwzięć. Wysokie koszty energii zmniejszą konkurencyjność polskich firm. Główną barierą w przyroście prywatnych mocy z OZE jest kwestia przyłączenia źródeł odnawialnych do sieci, która według operatorów systemu dystrybucji straciła zdolność absorpcji mocy.

W latach 2019–2020 oddziały terenowe Urzędu Regulacji Energetyki otrzymały 1209 powiadomień o odmowie przyłączenia obiektów do sieci elektroenergetycznej o łącznej mocy niemal 5 668 MW. W 2021 r. jedna czwarta wniosków przyłączeniowych spotkała się z odmową. Operatorzy systemów dystrybucyjnych twierdzą, że winna temu jest przestarzała i przeciążona infrastruktura elektroenergetyczna.

Operatorzy systemu odmawiają wydania warunków przyłączenia powołując się na ograniczenia techniczne sieci. Ekspertyzy wpływu przyłączanego obiektu, ignorują jednak zdolność jednostek wytwórczych do płynnej regulacji mocy maksymalnej. Zaakceptowanie przez operatorów systemu istnienia technologii pozwalającej automatycznie lub zdalnie limitować moc pozwoliłoby odblokować nowe moce przyłączeniowe w systemie. Co więcej, tożsama procedura wydawania decyzji przyłączeniowych stosowana jest wobec zarówno instalacji, które mają wprowadzać energię do systemu, jak i tych które zostały przewidziane przez inwestora w całości do autokonsumpcji. O ile więc argument bezpieczeństwa sieci jest istotny i bez niezbędnych prac modernizacyjnych i rozwojowych zapewne trudno będzie tę przeszkodę eliminować – tak ograniczanie przedsiębiorcom prawa do obniżania własnych kosztów poprzez blokowanie powstawania zaplanowanych w obrębie prywatnego obiektu źródeł wytwórczych jest w obliczu kryzysu energetycznego niebezpiecznym trendem, który spycha polską gospodarkę w kierunku recesji.

Magazynowanie energii

Magazynowanie i kontrolowane uwalnianie energii jest przyszłością energetyki. Nowelizacja prawa energetycznego z 2021 r. dała możliwość wykorzystania magazynów energii w różnych obszarach systemu elektroenergetycznego, uregulowała kwestię ich koncesjonowania oraz wyłączyła magazynowanie energii elektrycznej z obowiązku taryfikacji. Dała też możliwość obniżenia opłaty za przyłączenie magazynu energii elektrycznej do sieci.

Zgodnie z zapisami ustawy, jeżeli moc zainstalowana w magazynie jest większa niż 50kW, wymagany jest wpis do rejestru prowadzonego przez Operatora Systemu Przesyłowego lub Operatora Systemu Dystrybucyjnego właściwego dla danego rejonu. Koncesja natomiast jest wymagana od progu mocowego 10 MW magazynowanej energii.

Magazyny energii to obecnie najbardziej skuteczna metoda zarządzania bilansowaniem produkcji energii z OZE. Jednak moce zainstalowane w Polsce w tego typu rozwiązaniach są nadal niewystarczające dla stabilności całego systemu energetycznego. Tymczasem jest to też realna alternatywa dla rozbudowy i modernizacji sieci, ponieważ budowa magazynów jest zdecydowanie prostsza i krótsza od konkurencyjnych rozwiązań. Magazyny energii we współpracy z instalacjami OZE pomagają stabilizować pracę sieci. Taka inwestycja może również zwrócić się w krótkim czasie akumulując energię w czasie jej nadprodukcji, a następnie oddając ją do sieci w momencie największego zapotrzebowania i najwyższych wzrostów cen.

Umowy PPA

W majowym projekcie nowelizacji ustawy o OZE pojawiły się długo oczekiwane zapisy dotyczące długoterminowych kontraktów na zakup energii z OZE (PPA). Nowelizacja, wprowadza odrębny typ umowy sprzedaży energii tj. „umowę sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnego źródła energii”. Umowę PPA można realizować na dwa sposoby. W pierwszym, przypadku, gdy strony funkcjonują w obrębie krajowej sieci elektroenergetycznej, dostarczanie energii elektrycznej może być wykonywane na podstawie umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji. Drugą możliwością w zamyśle ustawodawcy było korzystanie z linii bezpośredniej, o czym poniżej.

Rynek umów PPA rozwija się w tym roku niezwykle intensywnie. Wysokie ceny energii elektrycznej z sieci skłoniły odbiorców do poszukiwania rozwiązań alternatywnych. Aktualne przepisy nie nadążają za tym bumem, w wyniku czego zobowiązania stron kształtowane są w umowach PPA bardzo różnorodnie, co skutkować może w niedługiej perspektywie licznymi sporami sądowymi. W ocenie ZPP wątek umów PPA w polskim prawie wymaga doprecyzowania i zarazem zagwarantowania przejrzystych zasad funkcjonowania tego rynku. Dziś bowiem dominuje dowolność interpretacyjna przepisów, co rodzi ryzyka dla rozwoju tego modelu współpracy.

Linie bezpośrednie

Bezpośrednie linie energetyczne mogłyby połączyć odbiorców z wytwórcami energii elektrycznej z pominięciem sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. W ten sposób przemysł mógłby korzystać z konkurencyjnej cenowo energii odnawialnej produkowanej w sąsiedztwie fabryk. Linie bezpośrednie pojawiły się w projektach nowelizacji ustawy Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii w 2021 r. Od samego początku związano z ich powstaniem oczekiwania ze strony państwa w zakresie „solidarnościowych opłat”. Przemysł był jednak zdania, że inwestując w linie bezpośrednie w praktyce odciąży KSE, a nie narazi Skarb Państwa na dodatkowe koszty. Zwłaszcza w realiach rosnącego zapotrzebowania na energię zagadnienie linii bezpośrednich wydaje się być zasadnym kierunkiem. Skutkiem braku porozumienia w czerwcu 2022 r. przepisy dotyczące budowy linii bezpośrednich zostały całkowicie wykreślone z projektów. W ten sposób linie bezpośrednie przestały być również sposobem na realizację umów PPA. Opóźnianie nowelizacji jest niezrozumiałe również dlatego, że umożliwienie budowy linii bezpośrednich zakładają przepisy unijnej dyrektywy rynkowej. Obecnie zagadnienie linii bezpośrednich podjęło Ministerstwo Rozwoju i Technologii, które z końcem września zaprezentować ma projektowane w tym obszarze przepisy.

Cable pooling

Cable pooling jest rozwinięciem pomysłu linii bezpośrednich i polega na tym, że różne rodzaje instalacji OZE współdzielą infrastrukturę energetyczną. Położone obok siebie farmy wiatrowe i elektrownie słoneczne korzystają z tego samego przyłącza, żeby wprowadzać wytworzoną energię do systemu elektroenergetycznego. Te dwie technologie doskonale się uzupełniają, oferując bardziej stabilny profil produkcji energii, który jest korzystny dla samej sieci.

Cable pooling w połączeniu z magazynem energii, bądź dobrą współpracą z inną jednostką wytwórczą (nawet efektywnym blokiem węglowym lub gazowym) pozwoliłby poprawić ciągłość i stabilność zasilania oraz skrócić okres zwrotu nakładów poniesionych na realizację przyłącza.

Bloki 200+

Zgodnie z prognozami programu badawczego NCBR bloki węglowe 200 MW posiadają potencjał przystosowania do bardziej elastycznej pracy. Mogło by to w krótkim terminie zapewnić bilansowanie OZE.

Dostępna na wyciągnięcie ręki konwencjonalna energia, która zostanie z nami jeszcze jakiś czas, dzięki odpowiednim usprawnieniom mogła by wytwarzać energię bardziej elastycznie i w sposób szybki reagować na wahania mocy w sieci elektroenergetycznej. Jednocześnie nakłady inwestycyjne związane z kierunkową modernizacją bloków nadających się do współpracy z OZE są relatywnie niewielkie.

Niestety w przypadku programu „Bloki 200+” rozwój tego konceptu uzależniono od uprzedniego powstania Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego, której zadaniem ma być konsolidacja węglowych aktywów państwowej energetyki. Decyzja ta spowodowała, że bardzo interesujący program modernizacji polskiej energetyki zawodowej schowano do szuflady w sytuacji w której to właśnie dziś inwestycji tych pilnie potrzebujemy.

Zmniejszenie zużycia energii

Wydatki na energię elektryczną są nierzadko największym kosztem, jakie ponoszą przedsiębiorstwa. Mogą stanowić nawet 30% budżetu operacyjnego, którym dysponuje firma.

Oszczędzanie energii to najszybsza i najtańsza reakcja na obecny kryzys energetyczny. Komisja Europejska w maju zaproponowała wzmocnienie długoterminowych środków w zakresie efektywności energetycznej, w tym zwiększenie – z 9 do 13% – wiążącego celu w zakresie efektywności energetycznej, który określono w pakiecie „Fit for 55” stanowiącym część Europejskiego Zielonego Ładu. Póki co jednak, w wyniku wzrastających cen energii elektrycznej i gazu firmy nie mają i nie będą miały środków na inwestycje w efektywność energetyczną, której dość powszechnie w Polsce potrzebują.

Elektrociepłownictwo

Przyszłością ciepłownictwa, szczególnie lokalnego w małych miejscowościach jest szeroko rozumiane elektrociepłownictwo, oparte na dystrybucji energii elektrycznej wytwarzanej głównie ze źródeł odnawialnych. Energia elektryczna wytwarzana lokalnie i lokalnie dystrybuowana charakteryzuje się zarówno niskimi kosztami jej wytworzenia, jak i bardzo niskimi kosztami przesyłu i dystrybucji. Przy jednokrotnym przetwarzaniu energii elektrycznej na ciepło uzyskujemy, nie dość że ekologiczne, to jeszcze tanie ciepło. Tak więc ograniczanie rozwoju lokalnej energetyki skutkować będzie w przyszłości problemami w modernizacji ciepłownictwa, które staje się poważnym zagrożeniem dla całej polskiej gospodarki.

Polityka wodorowa

Zielony wodór to w przyszłości główne źródło paliwowe gospodarek krajów europejskich. Taki wodór powinien być wytwarzany również lokalnie w oparciu o lokalne źródła OZE przez niewielkie elektrolizery które już możemy produkować w Polsce. Byłby to również wodór produkowany tanio i służący lokalnym potrzebom paliwowym i energetycznym. Ograniczanie rozwoju energetyki odnawialnej jest również bardzo niekorzystne dla rozwoju programu Polskiej Polityki Wodorowej.

Podsumowanie

Można odnieść wrażenie, że w momencie, gdy w Europie – a przez to być może i Polsce – brakuje energii, energia ta jest droga i obciążona dodatkowymi kosztami ekologicznymi, rządzący nie próbują usunąć barier związanych z możliwościami technicznymi samych sieci (trudności z przyłączeniami), czy też prawnymi (m.in. ustawa odległościowa blokująca energetykę wiatrową), odsuwają w czasie perspektywy szybkiego rozwoju OZE, których zarówno przemysł, jak i inne gałęzie gospodarki potrzebują do dekarbonizacji. Niektóre nowe regulacje, próbują z kolei dodatkowo obciążyć fiskalnie pomysłodawców i przedsiębiorców mogących dostarczać tanio i ekologicznie prąd do gniazdek.

Mając na uwadze zacieśnianie przez władze unijne polityki energetycznej, ZPP stoi na stanowisku, że trzeba wykorzystać ostatnią szansę na dogonienie gospodarek zachodnioeuropejskich. Nie obędzie się to bez odważnych decyzji politycznych oraz bezkompromisowych przepisów stymulujących polską energetykę ku transformacji. Wskazaliśmy kilka dróg dla rozwoju energetyki rozproszonej w Polsce, przy czym każda z nich powinna być niezależnie promowana i rozwijana, gdyż tylko we wspólnym funkcjonowaniu są w stanie zapewnić niezależność i stabilność energetyczną Polski. Wobec szerokich perspektyw i zapotrzebowania rynku politycy i urzędnicy muszą jedynie otworzyć przedsiębiorcom możliwości inwestowania.

Zobacz: 26.09.2022 Zacieśnianie polityki energetycznej UE, a polskie wyzwania

Warszawa, 23 września 2022 r. 

Stanowisko Związku Przedsiębiorców i Pracodawców w sprawie zmiany Unijnego Kodeksu Celnego

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców (ZPP) z zadowoleniem przyjmuje inicjatywę Komisji Europejskiej, aby przepisy celne były lepiej dostosowane do wyzwań cyfrowej transformacji i proklimatycznej agendy Unii Europejskiej. Przedstawiona inicjatywa obejmuje kilka kluczowych obszarów, które należy zrewidować w celu wzmocnienia obecnych ram prawnych, takich jak operacje handlu elektronicznego (e-commerce), zarządzanie ryzykiem, zdolność do analizy danych oraz ochrona jednolitego rynku przed przywozem z państw trzecich towarów niezgodnych z wymogami UE.

Przepisy Unijnego Kodeksu Celnego (UKC) mogą być trudne do wdrożenia w praktyce dla małych i średnich przedsiębiorstw (MŚP). Dlatego należy mieć na uwadze, żeby proponowane zmiany nie pogarszały sytuacji MŚP, które szczególnie w branży e-commerce są młodymi podmiotami i mają większe trudności z dostosowaniem się do zmian prawnych.

Rewizja Unijnego Kodeksu Celnego jest jednym z kilku aktów prawnych, które w znaczący sposób wpłyną na import produktów na jednolity rynek, w tym produktów sprzedawanych i kupowanych za pośrednictwem handlu elektronicznego. Skoro o tym mowa, warto przypomnieć, że Rozporządzenie o nadzorze rynku weszło w życie w lipcu 2022 r., a obecnie Komisja Europejska pracuje nad zmianą Dyrektywy w sprawie ogólnego bezpieczeństwa produktów. Powyższe zmiany legislacyjne znacząco wpłyną zarówno na handel tradycyjny, jak i internetowy. Aby zapewnić dalszy rozwój sektora e-commerce, konieczna jest odpowiednia ocena skutków regulacji na warunki handlu w Unii Europejskiej. Ponadto, konieczne jest zapewnienie podmiotom zaangażowanym w obrót wystarczającego czasu na zapoznanie się z proponowanymi zmianami oraz zapewnienie prawidłowego i równego egzekwowania przyjętych przepisów.

Bazując na wiedzy i doświadczeniu firm zrzeszonych w ZPP, opracowaliśmy dla europejskiego prawodawcy do rekomendacje do proponowanej rewizji Unijnego Kodeksu Celnego, które najlepiej odpowiadają potrzebom wszystkich uczestników obrotu i interesariuszy.

Współpraca między organami celnymi

Największym wyzwaniem dla Unii Europejskiej jest nawiązanie sprawnej współpracy między organami celnymi i pozacelnymi. Aby skutecznie wdrożyć i egzekwować nowe przepisy, konieczne jest zacieśnienie wspólnych działań służb celnych państw członkowskich z organami podatkowymi pobierającymi VAT. Przyszłość powinna prowadzić do ujednolicenia procesu celnego, który mógłby odbywać się za pośrednictwem jednego oficjalnego kanału komunikacji z administracją publiczną.

Stworzenie jednolitych ram dla odprawy celnej byłoby korzystne dla jednolitego rynku i zwiększyłoby bezpieczeństwo handlu międzynarodowego. Z tego powodu uważamy za słuszne korzystanie z danych już posiadanych przez władze publiczne i sprzyjanie wzajemnej ich wymianie między odpowiednimi jednostkami administracyjnymi. Takie uproszczenie procedur przyniosłoby korzyści uczciwym kupcom, których regularne i zgodne z przepisami działania biznesowe byłoby łatwiej prowadzić. Organom celnym byłyby mniej obciążenie pracą dzięki prostszym procedurom. Zapewni to równe szanse i ochronę rynku przed nieuczciwymi podmiotami, które mogą zagrażać konsumentom i uczciwie prowadzącym działalność przedsiębiorcom.

Podmioty, które prowadzą uczciwy handel na jednolitym rynku, tworzą pozytywną wartość dodaną dla Unii Europejskiej. Dlatego nie powinni być obciążeni dodatkowymi obowiązkami utrudniającymi im działalność. Zagrożeniem, któremu powinna przeciwdziałać rewizja UKC, są podmioty wprowadzające do bloku produkty z pominięciem wywiązywania się z obowiązków podatkowych. Produkty wprowadzane przez te podmioty mogą być niebezpieczne dla konsumentów końcowych, ponieważ mogą nie spełniać europejskich norm bezpieczeństwa.

Reforma pakietu e-commerce przeprowadzona w 2021 r. wprowadziła szereg usprawnień w funkcjonowaniu procedur celnych. Ważnym narzędziem przyczyniającym się do tego jest Import One Stop Shop (IOSS), który wprowadził centralny mechanizm raportowania i zbierania przesyłek importowych o wartości do 150 euro.

Biorąc powyższe pod uwagę, uważamy za zasadne zwiększenie efektywności odpraw celnych poprzez wykorzystanie danych już posiadanych przez urząd, sprawny transfer tych danych oraz przyjęcie lepszych procedur, które skutecznie rozwiną współpracę pomiędzy służbami celnymi państw członkowskich a organami podatkowymi. Ponadto, zalecamy rozważenie możliwości weryfikacji danych gromadzonych przez organy celne jako „danych o porównywalnej jakości”. Docelowo, pożądanym efektem będzie ujednolicenie procedur dla uczciwych handlowców i operatorów oraz zwiększenie wykrywalności nieprawidłowości wobec nieuczciwych uczestników rynku.

Zaufani handlowcy jako beneficjenci prostszych zasad

Aby zwiększyć skuteczność unii celnej, ustawodawca powinien rozważyć wspieranie przedsiębiorstw o ugruntowanej pozycji, czyli tych które dowiodły, że przestrzegają przepisów, oraz przeniesienie uwagi organów celnych na oszustwa i inne obszary ryzyka.

Dla małych i średnich przedsiębiorstw zgodność z UKC może stanowić wyzwanie i sprawiać trudności w przestrzeganiu warunków celnych. Dlatego opowiadamy się obowiązkami lepiej dopasowanymi do potrzeb uczestników rynku. Zmniejszenie wymagań powinno uwzględniać pozycję rzetelnych kupców oraz bezpieczeństwo handlu z konsumentami.

Zmiany w UKC muszą koncentrować się na tworzeniu spójnych, wydajnych procesów a przyznawane instrumenty dla władz powinny uwzględniać perspektywę biznesu. Obecnie największym wyzwaniem dla Unii Europejskiej jest współpraca między organami celnymi i niecelnymi w państwach członkowskich. Poprawa współpracy między nimi oraz dalszy rozwój mechanizmów (np. Import One Stop Shop) przyniesie korzyści wszystkim stronom.

Beneficjentami tych zmian będą nie tylko upoważnieni wykonawcy (Authorized Economic Operators). Wydajne, uproszczone procesy scentralizowanej odprawy i możliwość uzgadniania zapisów w Import One Stop Shop dla legalnych właścicieli firm, a także małych i średnich przedsiębiorstw, samodzielne rozliczanie obowiązków celnych w podobny sposób jak raportowanie i rozliczanie VAT, usprawniłoby procesy handlowe oraz ograniczyło działania wymagane od organów celnych na granicy.

Podejście do wymiany danych

Aby jeszcze bardziej wesprzeć egzekwowanie przepisów celnych, musimy zwiększyć jakość i ilość obecnie dostępnych danych. Dobrą strategią jest zapewnienie systemu z jednym oknem (single window), który ułatwi procesy celne, usprawni zarządzanie ryzykiem i poprawi wprowadzanie danych, a także umożliwi ponowne wykorzystanie ich przez władze, sprzedawców i konsumentów. To klucz do skutecznego sprostania wyzwaniom, jakie niesie ze sobą nowoczesny handel internetowy.

W tym celu należy ustanowić zbieżne i znormalizowane interfejsy między nowymi a istniejącymi systemami, aby uniknąć zbędnej sprawozdawczości. Platformy już zgłaszają dane VAT dotyczące sprzedaży dokonywanej przez strony trzecie a prowadzonej za pośrednictwem ich platform do IOSS. Ponadto dostawcy usług płatniczych od 2024 r. będą udostępniać dane za pośrednictwem Centralnego Elektronicznego Systemu Informacji Płatniczej. Udostępnianie danych, wymiana danych między systemami oraz udostępnianie danych przez inne podmioty w łańcuchu dostaw z pewnością usprawni wykrywanie oszustw, ryzyk niefinansowych i niedoszacowania.

Oczywiście muszą istnieć środki egzekucyjne i odpowiednia odpowiedzialność wraz ze wspomnianymi wcześniej usprawnieniami wymiany danych. Warto zauważyć, że pomimo podjęcia działań w zakresie wymiany danych celnych, nie wszyscy przewoźnicy odpowiadają za zgłoszenia celne w zakresie art. 23.3 Konwencji UPU (Światowa Konwencja Pocztowa).

Komisja Europejska będzie zwracać uwagę na kwestie prywatności i bezpieczeństwa danych w odniesieniu do informacji wrażliwych oraz czy wymiana odbywa się w bezpiecznych środowiskach niedostępnych dla złośliwych stron trzecich. Szczególną uwagę należy zwrócić na wymianę informacji na etykietach wysyłkowych, odniesieniach podatkowych lub numerach rejestracyjnych IOSS.

Należy zachować ostrożność przy regulacji odpowiedzialności za dane udostępniane w tych systemach. Platformy handlowe w obecnej formie zależą od danych dostarczanych przez sprzedawców i mogą nie mieć środków służących do weryfikacji dokładności większości wskaźników.

Rozwój rynku e-commerce i wyzwania związane ze skutecznym poborem podatku VAT i ceł

Doświadczenie zdobyte przez uczestników mechanizmu raportowania IOSS pozwalają na sformułowanie kilku propozycji usprawnień, które mogą ułatwić podmiotom zgłaszanie powstania takich obowiązków i zapłatę kwoty podatku w celu wypełnienia obowiązku podatkowego. Rekomendowane zmiany pozwolą na efektywniejszą ściągalność podatków.

Wzmocnienie funkcjonowania systemu IOSS poprzez usunięcie niespójności między krajowymi organami celnymi oraz rozbieżności między przepisami prawa celnego i VAT usunie obecną niepewność prawną dotyczącą stosowanych procedur.

Wierzymy, że sprawne uzgodnienie danych pomiędzy organami celnymi i podatkowymi pozwolą na wzajemną weryfikację danych już posiadanych przez organy administracji publicznej. Praktycznym przykładem braku takiej współpracy jest niezdolność organów celnych w kilku kluczowych krajach rozładunku importowanych towarów do rozpoznawania numerów IOSS w zgłoszeniach celnych H1. Taka niedogodność prowadzi do konieczności podwójnego opodatkowania VAT, mimo że kwalifikują się do procedury w ramach IOSS.

Doceniamy działania państw członkowskich w ramach Komitetu ds. VAT, które uzgodniły tymczasowe rozwiązanie dotyczące zwrotu podwójnie zapłaconego podatku VAT w ramach procedury IOSS. Jest to jednak rozwiązanie tymczasowe i nie usuwa pierwotnej przyczyny problemu, czyli niezgodności z celnym systemem informatycznym.

Kolejnym aspektem wymagającym poprawy jest brak bezpieczeństwa dla numerów IOSS. Obecnie nie ma możliwości weryfikacji podmiotów zarejestrowanych w systemie przez służby celne. Możliwe jest jedynie sprawdzenie, czy dany numer IOSS jest ważny bez możliwości wskazania podmiotu posługującego się danym numerem.

Ponadto system obsługujący procedurę IOSS nie posiada kompleksowego powiązania między identyfikatorem dostawcy a poziomem transakcji wysyłkowej. Oznacza to, że nadużycie numerów IOSS może być przypadkowe lub celowe, ponieważ podatek na granicy obciąża wówczas podmiot rejestrujący numer IOSS, a nie ten, który rzeczywiście wysyła paczkę. Rejestrujący IOSS zostaje obciążony koniecznością uzgodnienia różnic między deklaracjami IOSS a danymi celnymi UE.  Takie działanie mające na celu wprowadzenie w błąd organów podatkowych może być celowe. W takiej sytuacji rejestrujący IOSS zostaje obciążony kosztami i musi udowodnić nieautoryzowane użycie kodu. Ostatecznie Skarb Państwa traci wpływy z podatku VAT.

W związku z powyższym wymieniliśmy kilka rekomendacji wprowadzających zmiany w funkcjonowaniu systemu IOSS tak, aby był on komplementarny z unijną polityką celną.

Po pierwsze, należy wdrożyć stały mechanizm zapobiegający podwójnemu opodatkowaniu przesyłek. Wprowadzone rozwiązanie tymczasowe należy uznać za pozytywne. Jednak do utrzymania spójnego działania systemu niezbędne są kompleksowe rozwiązania.

Po drugie, krajowe administracje celne powinny zostać wzmocnione, aby mogły weryfikować wszystkie przesyłki kwalifikujące się do IOSS, w tym te objęte zgłoszeniem celnym H1. Wyeliminuje to potrzebę utrzymywania przez sprzedawców wielokanałowych systemów podwójnego importu dla przesyłek o niskiej wartości. Dodatkowo przyniesie to również korzyści administracji, ponieważ nie będzie musiała zarządzać podwójnym systemem w przypadku importu o niskiej wartości.

Po trzecie, należy wzmocnić ochronę i bezpieczeństwo weryfikacji opartej na IOSS. System zapewni bezpieczeństwo i ochronę rejestrujących IOSS przed potencjalnymi konsekwencjami wyłudzenia podatku. Naszym zdaniem zapewni to równe szanse, zapobiegając nadużywaniu numerów IOSS.

Po czwarte, konieczne jest wyeliminowanie istniejących rozbieżności między przepisami dotyczącymi podatku VAT a przepisami celnymi. Przykładem takiego rozwiązania jest zakres podatku VAT IOSS oraz nowa zasada właściwego urzędu celnego na podstawie art. 221 ust. 4 UKC/RW odnosząca się do przesyłek nie kwalifikujących się do IOSS <150 EUR, takich jak produkty B2B i podlegających akcyzie, wymagających natychmiastowej odprawy w ostatecznym kraju dostawy, co prowadzi do problemów z możliwościami u brokerów i partnerów logistycznych ds. celnych.

Po piąte , uważamy, że za najbardziej optymalne rozwiązanie przeniesienie odpowiedzialności za ryzyka pozafinansowe na importerów. Importerzy w łańcuchu dostaw mają na ogół najlepszą wiedzę na temat kupowanego produktu.

Strona mająca najlepszy dostęp do danych celnych zostanie wybrana do kalkulacji opłat celnych, jeżeli ustawodawca rozważy rozszerzenie odpowiedzialności agregatora. Przeważnie sprzedaż Business-to-Consumer odbywa się zgodnie z ugruntowanymi zasadami DDU/DAP Incoterms, więc odpowiedzialność za odprawę celną spoczywa na kliencie końcowym. Z naszego punktu widzenia w procesie sprzedaży DDP sprzedawca odpowiada za opłaty celne, ponieważ ma wgląd w kraj importu oraz proces odprawy celnej.

Zobacz: 23.09.2022 Stanowisko Związku Przedsiębiorców i Pracodawców w sprawie zmiany Unijnego Kodeksu Celnego

Warszawa, 8 września 2022 r. 

Stanowisko ZPP ws. ochrony polskiego przemysłu przed wzrostami kosztów energii elektrycznej i gazu

Ceny energii elektrycznej, gazu, węgla, uprawnień do emisji CO2 i biomasy w Europie osiągnęły rekordowo wysokie poziomy. Pandemia koronawirusa, przerwane łańcuchy dostaw, aż wreszcie inwazja Rosji na Ukrainę i embargo na rosyjskie surowce wywołały kryzys gazowo-energetyczny. Napędza on inflację w wyniku której rosną koszty produktów i usług. To powoduje, że rachunek ekonomiczny w wielu firmach osiągnął alarmujący poziom. Obserwujemy coraz więcej przypadków ograniczenia lub wstrzymania produkcji. Związek Przedsiębiorców i Pracodawców postuluje pilne podjęcie kroków w celu oceny skali zjawiska i wdrożenia działań, które pozwolą na zniwelowanie skutków potencjalnej recesji.

Decyzje wytwórców, w tym z branż energochłonnych, mają fundamentalne znaczenie dla stabilności dostaw licznych produktów. Producenci amoniaku i mocznika w całej Europie wstrzymali lub wyraźnie ograniczyli produkcję, czego powodem są wyłącznie bardzo silne wzrosty cen nośników energii. W oficjalnych komunikatach Grupy Azoty, wraz z informacją o ograniczeniu produkcji melaminy, podano: „Grupa Azoty Puławy stale monitoruje poziom cen surowców i będzie dostosowywać swoją produkcję do sytuacji rynkowej. Na tę chwilę spółka nie jest w stanie oszacować precyzyjnie możliwych negatywnych skutków finansowych ograniczenia produkcji.” oraz Anwil „Cena nawozów po wznowieniu ich produkcji będzie odzwierciedlała aktualną cenę gazu ziemnego oraz uwarunkowania rynkowe”.

Przemysł w 2021 r. odpowiadał w Polsce za 63% zużycia gazu (dane MKiŚ; całkowity wolumen zużycia gazu w 2021 r. wyniósł 20,5 mld m3 ) i około 30% energii elektrycznej, a więc blisko 50 TWh. Wartości te byłyby jeszcze wyższe gdybyśmy doliczyli „dużych” pracodawców (a niekoniecznie firmy produkcyjne) u których koszty mediów zajmują wysoką pozycję w strukturze kosztów. Ogromna zmienność cen na rynkach hurtowych, stawia w trudnej pozycji zarówno spółki z sektora gazowego i elektroenergetycznego, jak i wiele podmiotów, które starają się przerzucić koszty na odbiorców. Producenci z jednej strony potrzebują gazu do procesów chemicznych i technologicznych, z drugiej zaś zmagają się z wysokimi cenami energii i CO2. Coraz więcej branż narażonych jest na brak rentowności, w wyniku czego będą one ograniczały lub w skrajnych przypadkach wstrzymywały produkcję. Dotyczy to nie tylko przemysłu chemicznego, ale także farmaceutycznego, mineralnego (cement, ceramika), spożywczego, celulozowego oraz metalurgicznego. Ograniczenia w produkcji surowego CO2 wpływają negatywnie na wytwórców leków i branżę spożywczą, którzy bez dostępu do m.in. CO2, suchego lodu i kwasu azotowego, mogą być zmuszeni do ograniczania produkcji lub do jej zatrzymania. suchego lodu mogą być zmuszeni do ograniczania produkcji. Z dużymi problemami borykają się kopalnie i huty metali. Wysokie ceny nośników energii również przekładają się na wysokie koszty produktów rafineryjnych. W wyniku rosnącej inflacji i hamującego popytu trudno dziś myśleć o przerzuceniu rosnących kosztów działalności na odbiorcę końcowego, którego zwyczajnie przestanie być stać aby nabyć produkty spoza podstawowego koszyka potrzeb. Na spowolnieniu gospodarczym ucierpią też poddostawcy, m.in. z branż motoryzacyjnej i meblarskiej, z uwagi na spadek zamówień płynących do nich zarówno z Polski jak i spoza jej granic (np. z Niemiec). Paraliżem transportu grożą rosnące ceny i/lub brak płynu AdBlue. Podstawą produkcji płynu AdBlue jest amoniak, który na skalę przemysłową produkują zakłady chemiczne. W Polsce jest to Grupa Azoty. Ograniczenie produkcji metali może natomiast spowodować przerwanie łańcuchów dostaw w sektorze budownictwa i energetyki, co powinno niepokoić zwłaszcza w obliczu wyzwań związanych z niezbędnymi inwestycjami w polskie sieci przesyłowe. Ceny energii wpływają negatywnie na transport publiczny, w tym kolej, która potrzebuje dziś środków na rozwój i inwestycje, realizując zadania transformacji transportu zbiorowego w kierunku bardziej ekonomicznym i ekologicznym.

Jeśli nie podejmiemy pilnych działań niwelujących skutki drastycznego wzrostu bazy kosztowej przedsiębiorstw wytwórczych zahamowany zostanie rozwój w większości branż-filarów krajowej gospodarki. I choć wszelkie rozwiązania oparte na interwencjonizmie państwowym wymagają głębokiego przemyślenia z uwagi na ich skutki ekonomiczne i społeczne, tak w tym wypadku bez pomocy państwa może być niezwykle trudno utrzymać firmom ciągłość działania. Niejednokrotnie dotyczyć będzie to branż, których niezaburzone funkcjonowanie ma fundamentalne znaczenie dla naszego zdrowia i dostępu do produktów i usług, które uznajemy za podstawowe (np. sektor chemiczny, który dostarcza produkty do służby zdrowia i produkcji żywności).

Sytuacja wymaga pilnej reakcji i dobrania, prócz rozłożonych w czasie rozwiązań systemowych, adekwatnych działań doraźnych możliwych do zastosowania bez wywracania do góry nogami istniejącego porządku prawnego, czy reguł rynku gazowo-energetycznego. Konieczne jest więc opracowanie rozwiązań w ramach istniejących i sprawdzonych mechanizmów – po to by ograniczyć do minimum wysiłek prawodawczy i organizacyjny. Firmy potrzebują bowiem wsparcia już dziś, a nie za kilka miesięcy czy kwartałów. Jeżeli dotychczas stosowane mechanizmy nie pozwolą na stabilizację cen energii, należy rozważyć nowe mechanizmy.

Bez wsparcia przemysłu możemy mieć do czynienia z falą upadłości

Aspektem wysuwającym się na pierwszy plan w zakresie niezbędnych do podjęcia inicjatyw jest próba odciążenia odbiorców energii i gazu, dla których obecne, rekordowo wysokie ceny na rynku hurtowym wiążą się z brakiem zdolności do pokrycia dzisiejszych i przyszłych zobowiązań. Firmy te zagrożone są utratą płynności, która niezwykle szybko doprowadzić może do pogorszenia kondycji finansowej przedsiębiorstw.

Posłużyć można się tu przykładem wytwórców metali. Z jednej strony bowiem udział kosztów energii w kosztach ich działalności wzrósł istotnie, z drugiej zaś notowania metali po okresie wzrostów – aktualnie spadają. Możliwość uzyskiwania zysków z prowadzonej działalności w tym wypadku ograniczona jest więc ogólno-rynkowym trendem cenowym, a więc przełożenie wyższych kosztów operacyjnych na odbiorców końcowych nie będzie w takich przypadkach możliwe. Skutki tej sytuacji widać już w wielu europejskich państwach, w których zamykane są huty cynku, zakłady produkcji aluminy czy hydrolizy aluminium. Przykład ten dotyczy szeregu branż i obciąża całe łańcuchy podwykonawczo-dostawcze.

Poziom cen energii wymaga analizy

Zagadnieniem wymagającym głębszej analizy jest skala wzrostu w ostatnich miesiącach cen energii elektrycznej na rynku hurtowym oraz na rynku mocy.

Proces zawierania kontaktów na sprzedaż energii elektrycznej z realizacją w roku „n” następuje w głównej mierze w okresie roku „n-1”. Strategia tej kontraktacji budowana i realizowana jest w oparciu o prognozowaną dla roku „n” cenę paliwa i uprawnień do emisji CO2. Rynek gazu w tym względzie funkcjonuje bardzo podobnie, a tegoroczny rekordowy wzrost cen paliwa gazowego postawił w trudnej sytuacji spółki z sektora gazowniczego.

Obserwując obecną sytuację na rynku energii oraz gazu jedyną możliwością osiągnięcia oczekiwanej marży jest z jednej strony kalkulowanie jej na „bezpiecznym poziomie” dla kontraktów przyszłych (będących dziś w obrocie), z drugiej sprzedaż energii na rynku SPOT (cechującym się dużą dynamiką dobową). Choć ta druga możliwość dotyczy wyłącznie wolnych mocy produkcyjnych danego wytwórcy, niezaangażowanych w realizację zawartych w „n-1” kontraktów na sprzedaż energii bądź gazu. Sytuacja ta powoduje, że wytwórcy energii i gazu w wycenach kontraktów terminowych na kolejne okresy skalkulowali dziś bardzo wiele ryzyk, które aktualnie obserwują na rynku hurtowym. Obciążanie odbiorców końcowych kosztami za ryzyko, które mogło zostać przeszacowane wymusza ograniczanie w firmach zużycia energii oraz gazu – nie poprzez działania inwestycyjne i efektywnościowe, tylko poprzez ograniczenie działalności (np. zmniejszenie produkcji bądź ograniczanie siatki połączeń w przypadku kolei).

Aspekt ten z całą pewnością wymaga szerszej analizy. W ostatnich dniach sprawą tą zajęła się również Komisja Europejska i tematem najbliższej Rady ds. Energii (TTE), podczas posiedzenia 9 września, będą właśnie wysokie ceny gazu i energii elektrycznej oraz potencjalne krótkoterminowe rozwiązania w tym zakresie.

Wydaje się więc, że w obecnej sytuacji rynkowej konieczne jest zniwelowanie negatywnych skutków tego zjawiska poprzez albo ich częściowe ograniczenie/zredukowanie, albo zagwarantowanie odbiorcom rekompensat, które pozwolą im utrzymać rentowność np. poprzez wsparcie działań podejmowanych na poziomie UE, ukierunkowanych na zmiany w zakresie organizacji hurtowego rynku energii elektrycznej, celem ograniczenia jej kosztów u odbiorców końcowych. Dotyczy to rewizji systemu ustalania ceny krańcowej (merit-order). Dodatkowo warto rozważyć postulat „market splitting” w celu rozdzielenia ceny energii elektrycznej wytwarzanej w źródłach OZE oraz w jednostkach opartych na paliwach kopalnych.

Wyjście z aktualnego impasu cenowego powinno zostać rozpisane z uwzględnieniem dwóch perspektyw – krótko- i średnioterminowej (o której dalej w tekście).

Pilnie potrzebna jest bezpośrednia linia wsparcia rządowego dla przedsiębiorstw, uruchomiona w trybie doraźnym. Dodatkowe wsparcie mogłoby zostać sfinansowane z budżetu systemu rekompensat i wpisane w istniejący już model, zdefiniowany w ustawie o rekompensatach dla sektorów i podsektorów energochłonnych.

Pewnym rozwiązaniem mógłby być tu fundusz wypłaty rekompensat stanowiących różnicę cen pomiędzy naliczoną przedsiębiorcy stawką za zużytą energię elektryczną, a wskazanym w przepisach benchmarkiem, odnoszący się jednak do np. 90% dotychczasowego zapotrzebowania na energię/gaz. Benchmark rynkowy mogłyby stosować spółki obrotu bezpośrednio w rozliczeniach z klientami, a wypłata rekompensat odbywać mogłaby się pomiędzy Zarządcą Rozliczeń a spółką obrotu. Taki system wydaje się być efektywny i szybszy z punktu widzenia przedsiębiorcy (który otrzymywałby obniżone rozliczenia od razu i nie musiałby czekać na wypłatę rekompensat, co ze względu na skalę problemu mogłoby trwać dość długo i zachwiać płynnością finansową firm). Z drugiej strony cały ciężar obsługi takiego rozwiązania przejęłyby wtedy spółki obrotu i w tym miejscu zasadne wydaje się, przy przyjęciu takiego rozwiązania, ustalenie poziomu kosztów przygotowania i obsługi całego procesu po stronie realizujących go spółek obrotu. 

Weryfikacja podmiotów uprawnionych do uzyskania rekompensaty powinna być możliwa do wykonania w krótkim czasie. Równocześnie wskazujemy na potrzebę powołania takiego narzędzia, które motywować będzie przedsiębiorców do zwiększenia efektywności energetycznej.

Katalog firm, które mogłyby być uprawnione do uzyskania rekompensaty winien być rozszerzony ponad grupę przedsiębiorstw energochłonnych, które naturalnie w pierwszej kolejności identyfikowane są jako beneficjenci takiego systemu wsparcia. Konieczność rozszerzenia ewentualnego programu rekompensat o większą liczbę sektorów gospodarki wynika z faktu, iż w części branż udział kosztów energii elektrycznej i/lub gazu jest porównywalny jak w przemyśle energochłonnym. A kluczowym jest dziś utrzymanie ciągłości produkcji we wszystkich branżach, które realnie ucierpiały na drastycznym wzroście cen surowców energetycznych. Wyjściowy katalog, biorąc pod uwagę rachunek kosztów końcowych, opublikowała Komisja Europejska w załączniku nr 1 do dokumentu Guidelines on State aid for climate, environmental protection and energy 2022. Należałoby poprzez konsultacje z biznesem zweryfikować jednak, czy katalog ten wyczerpuje listę branż uprawnionych do pomocy publicznej. Dla przykładu, przemysł cementowy, jedynym kryterium, którego nie spełnia w procesie kwalifikacji do dopłat dla przemysłu energochłonnego jest intensywność wymiany handlowej, która jest swoista dla tej branży i zarazem pozostaje kryterium obojętnym w procesie oceny stopnia obciążeń finansowych dla producentów cementu, związanych ze wzrostem cen surowców energetycznych. Innym przykładem może być kolej, która jako ekologiczny środek transportu, bez dotacji będzie zmuszona do ograniczenia realizowanych połączeń. To przełoży się na wzrost zapotrzebowania na węglowodory w celu realizacji przewozów transportem samochodowym.

Projekty zniesienia obliga giełdowego wymagają ponownej analizy

Jednocześnie, należy zaznaczyć z pełną stanowczością, że pomysły zakładające zniesienie obliga giełdowego wydają się być zbyt daleko idącą ingerencją w rynek i stan prawny. Wyjątkiem jest tu jedynie możliwość redukcji lub zawieszenia obliga gazowego przewidziana w niedawnej nowelizacji ustawy – Prawo energetyczne i rozumiana jako tymczasowa, interwencyjna reakcja na kryzys podażowy.

Szczególnie w warunkach utrudnionej konkurencji wśród spółek obrotu (ogromna dynamika cenowa, niższa płynność kontraktów, mniejsze wolumeny w obrocie) powinniśmy czynić wszelkie starania aby wspierać ugruntowane rozwiązania rynkowe. Nie obrót hurtowy energią czy gazem jest dziś przyczyną kryzysu cenowego – tylko zewnętrzne czynniki geopolityczne. Zaś nawet w warunkach kryzysu istniejące mechanizmy rynkowe gwarantują transparentność w obrocie i jego przejrzyste reguły.

Jedynym zagadnieniem w zakresie funkcjonowania rynku hurtowego, które w opinii ZPP wymaga pilnego dostosowania do aktualnej dynamiki cenowej, jest dalsze wsparcie uczestników rynku w zabezpieczaniu gwarancji dla składanych na giełdzie depozytów.

W zakresie uczestników Towarowej Giełdy Energii (kupujących energię elektryczną w kontraktach terminowych), którzy wnoszą zabezpieczenia do Izby Rozliczeniowej Giełd

Towarowych (IRGiT) wartym rozważenia są następujące postulaty:

– rozszerzenie grona podmiotów mogących wnosić zabezpieczenie w formie poddania się rygorowi egzekucji, aby mogły je wnosić podmioty, które nie posiadają ratingu, ale posiadają majątek i zawarte kontrakty sprzedażowe (pozycja zakupu na TGE nie jest pozycją spekulacyjną),

– rezygnacja z wnoszenia zabezpieczenia w formie gotówki (obecnie co najmniej 10% depozytów musi być wnoszona w formie gotówki), podczas gdy część spółek obrotu przy aktualnych cenach hurtowych nie ma wystarczających środków na zabezpieczenia,

– zastosowanie nadzwyczajnego wskaźnika zmniejszającego depozyt uzupełniający na TGE (w przypadku spadku cen na TGE depozyt zabezpieczający wymagany od Kupującego nie wyliczałby się wprost z różnicy ceny zakupu i ceny rynkowej, ale mnożony byłby przez wskaźnik zmniejszający 0,5).

Reasumując, potrzebujemy więc takich rozwiązań w zarządzaniu depozytami na TGE aby nie musiało dochodzić do interwencyjnego zamykania pozycji u podmiotów, które z uwagi na hiperboliczne wzrosty cen nie dysponują kapitałem do pokrycia zobowiązań. Potrzebujemy interwencyjnego mechanizmu zabezpieczania spółkom obrotu gwarancji niezbędnych do zarządzania portfelem zakupowym, tak aby nie dochodziło do wypychania tych podmiotów z rynku. Szczególnie istotne jest dziś utrzymywanie płynności na rynku hurtowym i wspomaganie mniejszych podmiotów, które mogą być zagrożone „wyciśnięciem” z rynku z uwagi na dużą nieprzewidywalność i zmienność cenową. Przy czym należy zaznaczyć, że konieczne jest wyważenie interesu zarówno spółek obrotu, jak i TGE (i IRGiT), które również muszą posiadać środki na rozliczanie transakcji.

Ustawodawca, widząc trudną sytuację niektórych sprzedawców wprowadził już w ostatnim czasie rozwiązania takie jak np. w ustawie z 26 stycznia br. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców paliw gazowych w związku z sytuacją na rynku gazu, czy ustawie o systemie rekompensat dla sektorów i podsektorów energochłonnych określającej tryb udzielania pomocy publicznej z tytułu przenoszenia kosztów zakupu uprawnień do emisji na ceny energii elektrycznej zużywanej do wytwarzania produktów. Firmom ciepłowniczym wsparcie gwarantuje również Bank Gospodarstwa Krajowego (BGK), który za pośrednictwem dziesięciu banków, zapewnia gwarancję płynnościową i inwestycyjną. Gwarancja ma formę zabezpieczenia spłaty kredytu przeznaczonego na bieżące finansowanie działalności gospodarczej lub finansowanie wydatków inwestycyjnych z Funduszu Gwarancji Kryzysowych, służącego poprawie płynności finansowej kredytobiorcy. Podobne rozwiązanie mogłoby zostać okresowo zastosowane dla uczestników obrotu na rynku hurtowym energii i gazu.

Dynamiczny rozwój OZE to paląca kwestia

W perspektywie średnioterminowej koniecznym dla ustabilizowania sytuacji cenowej w Polsce i Europie jest dynamiczny rozwój źródeł wytwórczych OZE. Na gruncie krajowym niezbędne jest usunięcie wszelkich barier legislacyjnych i ułatwienie inwestorom indywidualnym realizacji projektów odpowiednio zeskalowanych do zapotrzebowania danego odbiorcy. Wśród wielokrotnie już zgłaszanych postulatów jest przede wszystkim liberalizacja zasady 10H oraz wprowadzenie do przepisów prawa rozwiązań takich jak “cable pooling”, linie bezpośrednie oraz możliwość modernizacji starszych farm wiatrowych w ramach tzw. „repoweringu”. Są to rozwiązania możliwe do wykonania bez dodatkowego obciążania sieci elektroenergetycznej, a więc niewymagające czasu niezbędnego na dostosowanie infrastruktury sieciowej. Naturalnie idealnym scenariuszem byłoby gdyby inwestor indywidualny, kalkulując opłacalność inwestycji w OZE, mógł wziąć pod uwagę szerszy kontekst gospodarczo-społeczny i w miarę możliwości zasilać w energię również regionalnych, mniejszych odbiorców. Jednak z uwagi na fakt, że wiąże się to z rozbudową całej infrastruktury dystrybucyjnej i nie może być zrealizowane w krótkim czasie, należałoby patrzeć na to zagadnienie dwuetapowo.

I choć w Polsce moc zainstalowana w OZE to już około 20 GW (1/3 całkowitej mocy zainstalowanej) to wciąż bariery legislacyjne i infrastrukturalne (sieciowe) ograniczają dynamiczny przyrost źródeł wytwórczych. W wielu krajach europejskich obok rozwiązań doraźnych, wspierających lokalnych wytwórców i gospodarkę w obliczu kryzysu gazowo-energetycznego obecnie wyraźnie intensyfikowane są działania w kierunku namnażania źródeł wolnych od CO2. W Niemczech rozwój OZE stał się „nadrzędnym interesem publicznym”, po to by do 2030 r. zapewniały już one 80% energii elektrycznej. Francja umożliwiła wytwórcom OZE sprzedaż energii bezpośrednio na rynku (po aktualnych cenach), z pominięciem warunków uzyskanych we wcześniejszych aukcjach. Belgia, Dania, Niemcy i Holandia zintensyfikowały inwestycje w morską energetykę wiatrową. Polska z racji „zastanego” mixu energetycznego powinna wysuwać się na lidera podobnych inicjatyw, zaś energetykę węglową modernizować w kierunku stabilnej bazy dla szybko przyrastających rozproszonych źródeł zielonej energii. Tylko taki scenariusz zagwarantuje nam trwałe obniżenie kosztów energii.

Ograniczenia w poborze poprzedzone konsultacjami z biznesem

Kolejnym bezwzględnie kluczowym tematem jest zapewnienie ciągłości działania przedsiębiorstwom w obliczu ewentualnie wprowadzanych ograniczeń w poborze energii i gazu, czy też limitów dostępności węgla. Utrzymanie płynności dostaw produktów i usług jest konieczne dla niezaburzonego funkcjonowania państwa. Niezależnie od prawdopodobieństwa zaistnienia black-outów, których być może uda się najbliższej zimy uniknąć. Ewentualne wprowadzenie ograniczeń w poborze energii elektrycznej i/lub gazu wyłącznie w oparciu o obowiązujące regulacje (i na podstawie danych dot. poboru w roku poprzedzającym – tj. 2021) może doprowadzić do chaosu i niewymiernych strat finansowych. Przedsiębiorcy postulują w tym kontekście o wydłużenie czasu na wdrożenie polecenia ograniczenia poboru mocy bądź gazu ziemnego, tak aby redukcja zużycia energii i gazu w przedsiębiorstwach mogła odbywać się w sposób bardziej płynny. Co więcej, firmom brakuje dziś jasnego trybu odwołania się od narzucanych im w energii progów ograniczeń.

Za szczególnie ważne należy uznać kwestie bezpieczeństwa żywnościowego Polski. Obecne rozporządzenia regulujące dostępność prądu i gazu w sytuacjach wyższych stopni zasilania nie odpowiadają rzeczywistemu zapotrzebowaniu zakładów przemysłu żywnościowego na moc minimalną niezbędną do utrzymania ciągłości produkcji, ze względu na błędne algorytmy nieuwzględniające sezonowości w poborze mocy. Niezbędne jest wprowadzenie nowych sposobów wyliczania mocy minimalnych gwarantujących ciągłość produkcji żywności w ewentualnej sytuacji kryzysowej. Brak zabezpieczenia dostępu do nośników energii i węgla w łańcuchu produkcji i przetwórstwa żywności będzie miał katastrofalne skutki dla całego społeczeństwa, zarówno w zakresie ograniczenia dostępu do żywności, jak również bezpieczeństwa środowiskowego (np. mogą stanąć przyzakładowe oczyszczalnie ścieków), nieodwracalnych start surowców rolnych i produktów gotowych oraz dobrostanu zwierząt. 

Istotne jest również zabezpieczenie węgla dla przemysłu i rolnictwa. Na ten cel potrzeba go około 1 mln ton rocznie, a brak ciągłości w dostawach węgla do części przedsiębiorstw może wywołać szczególnie negatywne skutki nie tylko dla ów firm, ale i ich łańcuchów dostaw i całej gospodarki. Szczególną rolę w procesach technologicznych wielu branż odgrywa również gaz, którego ciągłość dostaw jest krytyczna dla bezpieczeństwa instalacji i procesu wytwórczego. Na problem ten zwraca uwagę m.in. Komisja Europejska”. Komunikat „Oszczędzaj gaz na bezpieczną zimę” (“Save Gas for a Safe Winter”) przyjęty 20 lipca 2022 r. określa narzędzia, którymi Europa dysponuje już w celu skoordynowanej redukcji popytu oraz co jeszcze należy zrobić, aby UE była gotowa na zakłócenia w ostawach gazu. I choć sytuacja poszczególnych Państw członkowskich jest odmienna, a Polska na tym tle wydaje się być w znacznym stopniu zabezpieczona przed nadchodzącym okresem grzewczym, mimo wszystko powinniśmy posiadać realne scenariusze działania na wypadek wystąpienia zaburzeń w funkcjonowaniu systemu.

W tym kontekście warto również zwrócić uwagę na proporcjonalność podejmowanych działań związanych z wprowadzeniem stopni zasilania i ograniczeniami funkcjonowania sieci – względem wysiłków, które należałoby podjąć aby plan ograniczeń zrealizować. Dla przykładu – część odbiorców w kraju, w tym reprezentantów przemysłu energochłonnego, korzysta z gazu zaazotowanego. Ewentualne odazotowanie gazu, celem skierowania go do standardowej sieci dystrybucyjnej byłoby ogromnym przedsięwzięciem technicznym, znacznie przekraczającym przepustowość nielicznych instalacji odazotowania. Korzyści płynące z takiego działania byłyby raczej znikome, przy jednoczesnych znacznych komplikacjach dla odbiorców, których instalacje przystosowane są do parametrów gazu zaazotowanego.

Apelujemy do administracji państwowej i operatorów o dialog z dużymi odbiorcami energii i gazu – celem urealnienia narzuconych w stopniach zasilania limitów poboru energii i gazu. Celem takich uzgodnień byłoby zestrojenie planów awaryjnego zasilania w firmach z potrzebami Państwa związanymi z czasowym ograniczaniem poboru energii i/lub gazu. Z jednej strony więc ewentualne ograniczenia poboru nie mogą wpływać na bezpieczeństwo osób i obiektów w firmach, co należy rozumieć zarówno jako zagrożenie bezpośrednie dla personelu i infrastruktury przedsiębiorstwa, jak i pośrednie (jak np. przerwanie produkcji skutkującej załamaniem podaży produktów i usług wiążących się z zapewnianiem bezpieczeństwa osób i mienia). Z drugiej strony premiowana powinna być efektywność przedsiębiorstw w planowym ograniczaniu zużycia gazu i energii, będącym pochodną optymalizacji procesów i infrastruktury.

Dobrowolne ograniczenia zużycia energii i gazu oraz odstawienia

Racjonalnym wydaje się również wprowadzenie państwowego mechanizmu premiowania odbiorców, którzy samodzielnie zadeklarują ograniczenia w poborze energii i gazu, czy nawet odstawienia skutkujące wstrzymaniem konsumpcji jednego lub obu mediów. Rozwiązanie zbliżone do mechanizmu DSR funkcjonującego na rynku mocy – mogłoby odciążyć system w sposób bardziej płynny i zgodny z rzeczywistymi potrzebami odbiorców. Szczególnie w okresach gdy niezbędne jest pilne reagowanie – poszukiwanie rozwiązań pragmatycznych okazuje się najskuteczniejsze. Jeśli za dobrowolne ograniczanie zużycia energii/gazu, bądź odstawienie firmom przysługiwałby rodzaj bonusa – byłyby one w stanie skalkulować opłacalność takiego działania i zadeklarować możliwości w zakresie okresowej redukcji poboru. Niejednokrotnie byłyby to poziomy przewyższające pułapy zdefiniowane w ramach stopni zasilania, a nie mając charakteru narzuconego, byłyby zdecydowanie łatwiejsze do bezzwłocznego wprowadzenia w firmach. Z kolei uzyskane przez firmy bonusy z tytułu odstawienia mogłyby zostać w całości przeznaczone na utrzymanie pracowników w okresie postoju produkcyjnego, co z pewnością z ulgą przyjęliby zarówno pracodawcy, jak i pracownicy.

Cel minimum – utrzymanie status quo w relacjach z UE

Krajowa perspektywa organizacji doraźnej (krótkoterminowej) pomocy publicznej oraz średnioterminowego planu wsparcia dla przedsiębiorców w rozwoju własnych źródeł OZE nie może przysłaniać priorytetów w negocjacjach z administracją Unii Europejskiej. Polska powinna dziś zabiegać o jak najdłuższe podtrzymanie dotychczasowej puli darmowych uprawnień, czy nawet o czasowe zawieszenie obowiązków wynikających z EU-ETS. Zgodnie z art. 1 Dyrektywy o ETS system handlu emisjami wspierać miał redukcję emisji gazów cieplarnianych w efektywny pod względem kosztów oraz skuteczny gospodarczo sposób. Bez reformy na rynku EU-ETS, która od wielu miesięcy jest procedowana przez administrację brukselską rynek uprawnień do emisji CO2 podatny jest na spekulacje i stanowi dodatkowe obciążenie dla gospodarek państw członkowskich, nie spełniając tym samym swoich wyjściowych założeń. Do czasu gdy handel emisjami nie stanie się ponownie mechanizmem motywacyjnym dla transformacji energetycznej, równocześnie pozostawiając wytwórcom środki niezbędne na inwestycje w ów transformację, system ten jedynie pogłębia klincz w którym znaleźli się przedsiębiorcy.

Firmy eksporterzy zwracają też uwagę na fakt, że o ile unijna walka z ucieczką poza granice Wspólnoty emisji CO2 jest istotna, tak zagadnienie emisji pośrednich pozostaje kontrowersyjne. Włączenie emisji pośrednich w zakres CBAM wiąże się z ryzykiem destabilizacji rynku dla producentów unijnych. Konstrukcja planowanego podatku CBAM może okazać się w dzisiejszych warunkach rynkowych niebezpiecznym eksperymentem, gdyż ewentualne działania odwetowe ze strony gospodarek spoza UE mogą dodatkowo obciążyć producentów europejskich. Kluczowe są wiec dalsze analizy potencjalnego wpływu CBAM na rynek europejski i światowy, tak aby wykluczyć ryzyko potencjalnych nadużyć (np. przekierowania produktów o większej emisyjności w procesie wytwarzania na inne rynki). Rozsądniejszym pomysłem wydaje się dziś poszukiwanie rozwiązań dla udzielenia producentom unijnym rabatów eksportowych, które pozwoliłyby na utrzymanie konkurencyjności względem producentów w mniejszym stopniu dotkniętych obciążeniami związanymi z opłatami za emisje i energię.

Postulaty

• W dobie kryzysu gazowo-energetycznego w Europie należy zintensyfikować dialog i współpracę pomiędzy administracją i biznesem
• Bez doraźnej pomocy publicznej w części sektorów realne są zwolnienia pracowników, ograniczanie działalności, a nawet zakończenie funkcjonowania przedsiębiorstw spowodowane hiperbolicznym wzrostem cen energii i gazu oraz innych kosztów
• Należy przeanalizować możliwość zmiany sposobu obliczania mocy minimalnych zapisanych w rozporządzeniach, regulujących wdrażanie ograniczeń w dostawach energii elektrycznej oraz poborze gazu ziemnego, tak aby zapewnić ciągłość kluczowych dla społeczeństwa i funkcjonowania Państwa rodzajów produkcji (np.: żywności).
• Oferowane przez administrację rządową rozwiązania powinny być możliwe do zastosowania w krótkim terminie
• Równolegle do rozwiązań krótkoterminowych wszelkie wysiłki powinny dziś koncentrować się na zarządzeniu sytuacją na rynku gazu, rozwoju OZE i skutecznej obronie polskich postulatów w ramach UE
• Pomimo szczególnej sytuacji rynkowej zastosowane mechanizmy wsparcia nie mogą ograniczać wolnej konkurencji i płynności na rynku obrotu energią i gazem, ani obciążać nierównomiernie jego uczestników.

Zobacz: 08.09.2022 Stanowisko ZPP ws. ochrony polskiego przemysłu przed wzrostami kosztów energii elektrycznej i gazu

Warszawa, 7 września 2022 r. 

Stanowisko ZPP w sprawie Projektu ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie Krajowego Centrum Przetwarzania Danych (UD424) 

Na stronach Rządowego Centrum Legislacji 22 sierpnia 2022 r. opublikowano Projekt ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie Krajowego Centrum Przetwarzania Danych (KCPD). Celem zaproponowanego projektu jest stworzenie ram prawnych umożliwiających realizację inwestycji wzmacniającej bezpieczeństwo cybernetyczne zasobów administracji rządowej. Realizacja ta będzie polegać na budowie usług cyfrowych dla systemów teleinformatycznych administracji publicznej wraz z zabezpieczeniem infrastruktury krytycznej.

Związek Przedsiębiorców i Pracodawców aktywnie uczestniczy w pracach legislacyjnych dotyczących gospodarowania i zarządzania danymi. Monitorujemy także możliwe zmiany regulacji w obszarze polityki cyfrowej. Stąd, po przeprowadzonej analizie zaproponowanych przepisów, chcielibyśmy zwrócić uwagę na kilka kluczowych elementów projektu ustawy, które mogą prowadzić do efektów odwrotnych, niż te założone przez ustawodawcę. W naszej opinii część przedstawionych rozwiązań może obniżyć poziom bezpieczeństwa przechowywanych danych, a także zmniejszyć możliwość zarządzania danymi w przypadku zaistnienia sytuacji kryzysowej.

WYŁĄCZENIE ZASTOSOWANIA PRZEPISÓW USTAWY PRAWO ZAMÓWIEŃ PUBLICZNYCH (PZP)

W pierwszej kolejności chcielibyśmy zwrócić uwagę na artykuły 10 oraz 49 powyższego projektu ustawy. Wprowadzają one wyłączenie zastosowania przepisów ustawy Prawo Zamówień Publicznych (PZP) w stosunku do “do zamówień związanych z przygotowaniem, realizacją i użytkowaniem inwestycji w zakresie Krajowego Centrum Przetwarzania Danych (…)”.^[1] Ponadto, na podstawie artykułu 49, z podlegania przepisom PZP zwolnione zostaną także umowy dotyczące realizacji KCPD, które zostały zawarte przed wejściem w życie omawianej ustawy. Ustawodawca wprowadzając specjalną procedurę udzielania zamówień powołuje się w uzasadnieniu szczegółowym projektu ustawy na rozdział I, oddział 2 Ustawy Prawo Zamówień Publicznych o wyłączeniach zastosowaniu tego aktu prawnego.

W naszej ocenie wyłączenie zastosowania przepisów PZP doprowadzi do zmniejszenia transparentności procesu inwestycyjnego oraz zwiększy uznaniowość wydatkowania środków budżetowych w ramach prowadzonych zamówień publicznych. Zawarta obecnie propozycja wyłączenia przygotowania i inwestycji w zakresie KCPD z przeprowadzania przetargu czy skierowania zaproszenia do negocjacji jest nieproporcjonalna do specyfiki planowanej inwestycji.

Uważamy, że zamówienia powinny być udzielane z uwzględnieniem kryteriów jakościowych, dlatego sugerujemy, aby projekt ustawy powiązał możliwość wyboru wykonawcy z jednym z trybów przewidzianych przepisami ustawy PZP, tj. przetargu ograniczonego, negocjacji z ogłoszeniem czy dialogu konkurencyjnego. Pozwoli to na utrzymanie wiarygodności niezależnego wyboru wykonawcy dzięki przejrzystym procedurom składania zamówienia.

Z uwagi na wysokospecjalistyczny charakter planowanej inwestycji pożądana jest konkurencja zainteresowanych podmiotów oparta na jasnych i przejrzystych zasadach. Ilość podmiotów mogących się podjąć rzeczonego przedsięwzięcia jest ograniczona, zatem zastosowanie procedur ustawy PZP nie będzie prowadziło do mnogości ofert, których rozpatrzenie mogłoby okazać się czasochłonne. Na rynku funkcjonuje ograniczony katalog podmiotów prywatnych, które z powodzeniem oraz dochowaniem najwyższych standardów realizują przedsięwzięcia tworzenia centrów przetwarzania danych. Wobec powyższego przeprowadzenie konkurencyjnego postępowania z zastrzeżonymi maksymalnymi wymogami jakościowymi oraz dotyczącymi bezpieczeństwa zapewni lepszy środek wyboru wykonawcy inwestycji niż wyłączenie przepisów PZP.

Projekt ma być realizowany ze środków budżetowych oraz europejskich uzyskanych w ramach Krajowego Planu Odbudowy. W związku z tym niezbędne może być rozliczenie otrzymanych funduszy oraz wykazanie, że zostały one wydane w sposób możliwie efektywny i nie budzący wątpliwości co do bezstronności wyboru wykonawcy.

Dotychczasowe inwestycje sektora prywatnego w zakresie budowy centrów przetwarzania danych były realizowane w Polsce w relatywnie krótkim czasie – do dwóch lat. Komercyjni dostawcy, którzy zdecydowali się utworzyć w Polsce swoje centra przetwarzania danych, tworzą przestrzeń chmurową większą niż ta zakładana w ramach KCPD, zatem nie należy spodziewać się przewlekłości przy inwestycji mniejszych rozmiarów.

Podsumowując, powyższy środek nie spowoduje wydłużenia realizacji inwestycji, a zapewni transparentność wydatkowania pieniędzy publicznych, więc jego wyłączenie należy uznać za zbyteczne.

NIESPRECYZOWANY ZAKRES DANYCH JAKIE MAJĄ BYĆ PRZECHOWYWANE W KRAJOWYM CENTRUM PRZECHOWYWANIA DANYCH

Projekt ustawy nie zawiera informacji o zakresie ani rodzaju danych jakie mają być przechowywane
w KCPD. Co więcej, projekt ustawy nie określa grupy podmiotów, które mają korzystać z danych zgromadzonych w KCPD. W związku z powyższym nie wiadomo, czy przechowywaniu będą podlegały jedynie pewne kategorie danych osobowych, takie jak dane wrażliwe, czy zakres ten będzie rozszerzony także na inne rodzaje danych. Nie podano także, kto będzie mógł korzystać z danych zgromadzonych z KCPD. Zatem nie ma możliwości ukształtowanie protokołów bezpieczeństwa związanych z dostępem do danych na tym etapie.

Należy podkreślić, że jest to informacja niezbędna dla określenia procedur związanych z bezpieczeństwem przechowywanych danych. Ponadto przyjęcie takich standardów powinno też precyzować sposób postępowania z danymi w przypadku zagrożenia cybernetycznego lub fizycznego związanego z ryzykiem wystąpienia klęski żywiołowej czy ataku militarnego na budynek KCPD. Zarządzanie danymi w przypadku zagrożeń cybernetycznych jest oparte na ich odpowiednim sklasyfikowaniu. Właściwa identyfikacja pozwala na ich powiązanie z podmiotem zawiadującym danymi oraz należyte określenie wpływu jaki może mieć ich nieuprawnione przejęcie bądź rozpowszechnienie.

Ponadto należy zwrócić uwagę, że w Polsce funkcjonuje System Zapewniania Usług Chmurowych (ZUCH). Jest on uregulowany obowiązującymi Standardami Cyberbezpieczeństwa Chmur Obliczeniowych (SCCO), które stanowią zbiór wymagań prawnych, technicznych i organizacyjnych mających na celu zapewnienie bezpieczeństwa we wdrażaniu rozwiązań chmurowych do celów obliczeniowych będących częścią szerszej inicjatywy Wspólnej Inicjatywy Informatycznej Państwa (WIIP).

Polskie prawodawstwo ukształtowało warunki jaki muszą zostać spełnione przez sektor publiczny oraz infrastrukturę krytyczną. Są one zawarte w liście kontroli bezpieczeństwa NIST SP 800-53, która kategoryzuje dane mające być przetwarzane w Rządowej Chmurze Obliczeniowej. Zgodnie z powyższą systematyzacją są to kontrolowane wrażliwe informacje urzędowe (poziom SCCO3) oraz informacje niejawne (poziom SCCO4).^[2] Pozostałe rodzaje danych, czyli kontrolowane informacje urzędowe (SCCO2) oraz niekontrolowane informacje nieklasyfikowane (poziom SCCO1) nie muszą zatem być przechowywane w Rządowej Chmurze Obliczeniowej, takiej jaką ma być KCPD. Ich przetwarzaniem mogą zajmować się podmioty komercyjne zapewniające chmury obliczeniowe.

Aby umożliwić ustalenie odpowiednich standardów technicznych i zasad bezpieczeństwa, jakie muszą być zachowane przy przechowywaniu danych, konieczna jest klasyfikacja danych mających się znaleźć w KCPD. Z tego powodu rekomendujemy uściślenie w projekcie ustawy zakresu tych danych, uwzględnienie w pracach nad ustawą istniejącej w Polsce klasyfikacji danych oraz stworzenie ram prawnych zachęcających do dywersyfikacji zdolności przetwarzania danych tak, aby przyczyniało się to do zwiększenia bezpieczeństwa, innowacji administracji publicznej oraz generowało oszczędności dla budżetu państwa.

KONCENTRACJA DANYCH JAKO CZYNNIK ZWIĘKSZAJĄCY POZIOM ZAGROŻENIA DLA BEZPIECZEŃSTWA CYBERNETYCZNEGO PAŃSTWA

Trwająca wojna w Ukrainie unaoczniła wiele zjawisk związanych z bezpieczeństwem cybernetycznym państw, w tym z centrami przetwarzania danych. Podmioty te stają się łatwym celem ataków militarnych. Uszkodzenie takiej jednostki może skutkować utratą dostępu do danych strategicznych dla funkcjonowania państwa. Co więcej, zwiększa to jednoczesne ryzyko utraty znacznych ilości danych, co może zostać wykorzystane przeciwko bezpieczeństwu państwa. Podobnie sytuacja się kształtuje w przypadku żywiołów i klęsk żywiołowych, które mogą wstrzymać funkcjonowanie centrum przetwarzania danych.

Biorąc pod uwagę powyższe ZPP opowiada się za zwiększaniem dywersyfikacji miejsc fizycznego przechowywania danych. W naszej ocenie zdekoncentrowanie możliwości przetwarzania danych administracji publicznej pozwoli na bezpieczniejsze zarządzanie nimi oraz obniżenie kosztów. Warto zwrócić uwagę na dostępność usług przechowywania danych przez podmioty komercyjne. Część z nich funkcjonuje na rynku globalnie co przy posiadanej wielości centrów przetwarzania danych pozwala na rozproszenie ich położenia, mogące zapobiec zagrożeniom cyberbezpieczeństwa na dużą skalę. Oprócz tego przedsiębiorstwa zajmujące się realizacją inwestycji z zakresu przetwarzania danych oferują stale aktualizowane środki bezpieczeństwa przed cyberzagrożeniami oraz posiadają doświadczenie w przedmiocie optymalizacji kosztów i procesów tworzenia chmurowych centrów obliczeniowych.

Rekomendujemy, aby jednostki administracji rządowej dekoncentrowały miejsca przechowywania danych poprzez ich fizyczne rozlokowanie oraz korzystanie z powierzchni ośrodków obliczeniowych oraz serwerowni na rynku komercyjnym. Poza tym opowiadamy się za stworzeniem strategii przenoszenia danych do miejsc bezpiecznych w przypadku wystąpienia zagrożeń dla bezpieczeństwa cybernetycznego. Miejsca takie mogłyby funkcjonować zarówno w kraju jak i poza granicami na wypadek zaistnienia rozległego zagrożenia.

RAMY PRAWNE ZAWARTE W PROJEKCIE USTAWY W STOSUNKU DO ISTNIEJĄCEGO PRAWODAWSTWA W POLSCE

Wspomniana wcześniej Wspólna Inicjatywa Informatyczna Państwa (WIIP) została przyjęta przez Radę Ministrów w celu zagwarantowania bezpieczeństwa przetwarzania danych administracji publicznej. Dodatkowo przyświecał jej cel optymalizacji procesów i redukcji kosztów w utrzymaniu chmur obliczeniowych na potrzeby administracji publicznej. Biorąc pod uwagę największą wydajność rozwiązań chmurowych, utworzony został System Zapewniania Usług Chmurowych (ZUCH). Jego istotą jest znajdowanie bezpiecznych rozwiązań chmurowych dla sprawniejszego i przyjaźniejszego dla społeczeństwa funkcjonowania sektora publicznego.

Powyższe funkcjonujące już mechanizmy zarządzania danymi administracji publicznej nie znajdują swojego miejsca w zaproponowanym projekcie ustawy. Budzi zatem nasze wątpliwości, w jaki sposób proponowany Projekt ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie Krajowego Centrum Przetwarzania Danych wpłynie na dotychczasowe działania państwa mające na celu zapewnienie bezpiecznej chmury obliczeniowej dla danych gromadzonych przez instytucje publiczne państwa polskiego.

Reasumując, w naszej opinii warte rozważenia są założenia przyjęte dla przygotowania i realizacji inwestycji w zakresie Krajowego Centrum Przetwarzania Danych (KCPD). Opisane powyżej rozwiązania przyjęte przez projekt ustawy mogą mieć niekorzystne skutki dla cyberbezpieczeństwa państwa, co stoi w kontrze do założeń przyjętych w uzasadnieniu oraz ocenie skutków regulacji przedmiotowego projektu.

***

^[1] Artykuł 10 Projektu ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie Krajowego Centrum Przetwarzania Danych (UD424)

^[2] https://chmura.gov.pl/zuch/static/media/SCCO_v_1.00.pdf

Zobacz: 07.09.2022 Stanowisko ZPP w sprawie Projektu ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie Krajowego Centrum Przetwarzania Danych (UD424)

Warszawa, 26 sierpnia 2022 r. 

Stanowisko ZPP w sprawie projektu ustawy o zmianie ustawy o podatku od towarów i usług oraz niektórych innych ustaw (nr w wykazie RCL UD 411 – tak zwana ustawa „SLIM VAT 3”)

Projekt nowego pakietu SLIM VAT jest już trzecią propozycją w tym zakresie kierowaną ze strony Ministerstwa Finansów. Ma ona na celu uproszczenie niezwykle skomplikowanej materii jaką są przepisy dotyczące podatku od towarów i usług. Pierwszy pakiet SLIM VAT wszedł w życie w 2021 r. Drugi pakiet wchodził w życie etapami, częściowo w październiku 2021 r., a częściowo w styczniu 2022 r. Przeprowadzone wówczas zmiany przewidywały przede wszystkim drobne usprawnienie procedur, wydłużenie terminów na dokonanie niektórych czynności, zmiany w zakresie obowiązków dotyczących fakturowania i transakcji wewnątrzwspólnotowych. Wprowadzane zmiany dotyczyły np. możliwości stosowania przez podatnika wspólnego kursu walut z podatkiem dochodowym, braku konieczności uzyskania potwierdzenia otrzymania faktury korygującej na minus, czy usunięcia trzymiesięcznego terminu do odliczenia VAT przy Wewnątrzwspólnotowym Nabyciu Towarów (a także wiele innych zmian). Wprowadzone w pakietach SLIM VAT 1 i 2 nowelizacje przepisów podatkowych nie były zmianami rewolucyjnymi, jednak z pewnością niezwykle istotnymi dla codziennej działalności wielu polskich firm.

Poprzednie zmiany zostały bardzo dobrze przyjęte przez rynek, a z uwagi na trwającą dyskusję nad uproszczeniem podatku VAT Ministerstwo Finansów prowadzi dalsze prace w tym zakresie. W ich rezultacie powstał projekt ustawy o zmianie ustawy o podatku od towarów i usług oraz niektórych innych ustaw (nr w wykazie RCL UD 411), czyli tak zwana ustawa „SLIM VAT 3”. Proponowane zmiany mają wejść w życie w większości od 1 stycznia 2023 r. Związek Przedsiębiorców i Pracodawców pozytywnie odniósł się do pierwszych propozycji dotyczących ustawy już na etapie prekonsultacji¹, postanowiliśmy jednak ponownie przyjrzeć się proponowanym zmianom.

Zgodnie z założeniami SLIM VAT 3 ma przynieść następujące korzyści:

• • poprawa płynności finansowej firm;

• • VAT w obrocie międzynarodowym – mniej formalności;

• • szerszy zakres zwolnień z VAT;

• • mniej korekt i przyjazne rozliczanie VAT;

• • prostsze fakturowanie i mniej obowiązków;

• • obniżanie sankcji VAT;

• • konsolidacja i ujednolicenie wiążących informacji;

• • wprowadzenie nowych zasad w zakresie przeliczania kursów walut w przypadku wystawienia faktur korygujących;

• • rezygnację z obowiązku drukowania dokumentów przez kasy online/wirtualne;

• • ułatwienia w pakiecie VAT e-commerce;

• • liberalizację warunków dla podatnika bezgotówkowego (zwrot VAT – 15 dni)².

Najbardziej istotną propozycją w pakiecie SLIM VAT 3 ma być przepis art. 1 pkt 1) projektu ustawy. Zakłada on wprowadzenie zmiany w art. 2 pkt 25 lit a ustawy o podatku od towarów i usług w definicji tak zwanego „małego podatnika”. Po wejściu w życie projektu ustawy przepis ten będzie brzmiał następująco:

„25) małym podatniku – rozumie się przez to podatnika podatku od towarów i usług:

1. 1. u którego wartość sprzedaży (wraz z kwotą podatku) nie przekroczyła w poprzednim roku podatkowym wyrażonej w złotych kwoty odpowiadającej równowartości 2 000 000 euro, […]”

Ma zatem zostać podniesiony limit wartości sprzedaży do której przedsiębiorca może korzystać z szeregu preferencji dostępnych dla „małego podatnika”. Instytucja „małego podatnika” istnieje również na gruncie podatku dochodowego od osób fizycznych (art. 5a pkt 20) oraz podatku dochodowego od osób prawnych (art. 4a pkt 10). W obu tych przypadkach limit „wartości przychodu ze sprzedaży” do którego można zakwalifikować podatnika jako „małego” wynosi właśnie 2 000 000 euro. Choć ustawa o VAT posługuje się trochę inną definicją, to nieuzasadnionym wydaje się, że obecnie limit wynosi zaledwie 1 200 000 euro. Wyrównanie tych wartości w ustawach podatkowych należy ocenić jako bardzo dobre rozwiązanie. Szczególnie, że w obecnych czasach zmagamy się z bardzo wysoką inflacją, która powoduje spadek wartości pieniądza. Na gruncie podatku VAT przywileje „małego podatnika” określone zostały w art. 21 ustawy, a zdecydowanie najważniejszym z nich jest możliwość stosowania uproszczonego sposobu rozliczania podatku, czyli metody kasowej, zamiast memoriałowej. Metoda kasowa umożliwia księgowanie kosztów w dacie ich poniesienia, niezależnie od tego, czy dotyczą bieżącego, czy przyszłego roku. Nie wymaga ona również określania, czy koszty mają charakter pośredni, czy bezpośredni oraz przypisywania kosztów do określonych przychodów. Co niezwykle istotne mały podatnik ma również możliwość rozliczania się kwartalnie. Jest to zatem rozwiązanie znacznie ułatwiające rozliczenie podatku VAT.

Zmiany w SLIM VAT 3 dotkną także mechanizmu „split payment”, czyli podzielonej płatności. Obowiązujące przepisy zakładają, że płatność (powyżej 15.000 zł) w rozliczeniach B2B jest dzielona – kwota netto trafia na rachunek podstawowy przedsiębiorcy, natomiast kwota podatku VAT na specjalnie wyodrębniony rachunek. Kwota na wyodrębnionym rachunku może być przeznaczona na płatności z tytułu podatku dochodowego, VAT, akcyzy oraz składek ZUS. Projekt SLIM VAT 3 w art. 3 pkt 2) przewiduje rozszerzenie katalogu zawartego w art. 62b Prawa bankowego o płatności z tytułu np. „podatku od wydobycia niektórych kopalin, „podatku od sprzedaży detalicznej”, „opłaty od środków spożywczych”, czy „podatku tonażowego”. Ograniczeniu ulegnie także odpowiedzialność solidarna podatnika przewidziana w art. 108a ust. 6 ustawy o VAT.

Bardzo istotna zmiana ma dotyczyć art. 112b ustawy o VAT, czyli przepisu przewidującego sankcje w przypadku wystąpienia nieprawidłowości w rozliczaniu podatku VAT. W przypadkach przewidzianych w ustawie, gdy nastąpią określone nieprawidłowości, w zależności od ich wagi, właściwy organ podatkowy określa dodatkowe zobowiązanie podatkowe wynoszące odpowiednio 30, 20 bądź 15 procent kwoty zaniżenia zobowiązania podatkowego. Sankcje te są obecnie określone w przepisach w sposób jednoznaczny. Propozycja zawarta w pakiecie SLIM VAT 3 przewiduje złagodzenie sankcji i danie możliwości organom podatkowym określenia dodatkowego zobowiązania podatkowego odpowiednio „do 30”, „do 20” bądź „do 15” procent kwoty zaniżenia zobowiązania. Rozwiązanie takie pozwoli na uwzględnienie indywidualnych okoliczności sprawy i da możliwość uniknięcia sytuacji, w której kara jest nieadekwatna do przewinienia.

Zmianie ulegnie również instytucja „wiążącej informacji stawkowej” (art. 42a i następne ustawy o VAT), która pojawiła się w ustawie w listopadzie 2019 r. Informacja, jest w praktyce decyzją wydawaną na wniosek na potrzeby opodatkowania podatkiem dostawy towarów. Na podstawie WIS wnioskodawca może uzyskać informację o stawce podatku właściwej dla towaru albo usługi. Propozycja nowelizacji uchyla art. 42d ustawy o VAT przewidujący opłatę 40 zł za złożenie wniosku w tej sprawie, a także daje możliwość uzyskania informacji również w zakresie podatku akcyzowego.

Ważna zmiana ma pojawić się również w art. 86 ustawy o VAT. Polegać ma ona na rezygnacji z wymogu posiadania faktury przy odliczaniu podatku z tytułu wewnątrzwspólnotowego nabycia towarów. W aktualnym stanie prawnym możliwość odliczenia VAT z tego tytułu powstaje, jeśli podatnik udokumentuje nabycie towarów w terminie trzech miesięcy od końca miesiąca, w którym powstał obowiązek podatkowy. W przeciwnym razie będzie on zmuszony do odpowiedniego pomniejszenia podatku naliczonego. Polska ma być dwunastym krajem w Unii Europejskiej, w którym obowiązek posiadania faktury w omawianym przypadku zostanie zniesiony, a podatek naliczony i należny mają być rozliczane w tej samej deklaracji, co w konsekwencji ma prowadzić do neutralności podatkowej nabycia wewnątrzwspólnotowego.

Wskazać również należy na propozycję umożliwiającą odstąpienie od obowiązku wystawienia faktury zaliczkowej, który przewidziany został w art. 106b ust. 1 pkt 4 ustawy o VAT. Jeżeli podatnik otrzyma całość lub część zapłaty z tytułu zaliczki, w tym samym okresie rozliczeniowym, w którym powstał obowiązek podatkowy, to będzie miał on możliwość udokumentowania tego faktu jedną fakturą rozliczeniową, w której poza datą dokonania dostawy lub wykonania usługi znajdzie się również informacja o dacie zapłaty zaliczki. Jest to z pewnością zmiana, która spowoduje zmniejszenie obowiązków dokumentacyjnych nałożonych na przedsiębiorców, a tym samym przyczyni się do ułatwienia prowadzenia działalności gospodarczej.

Propozycje zawarte w SLIM VAT 3 przewidują także zmianę art. 90 ust. 10 pkt 1) ustawy o VAT poprzez zwiększenie kwoty pozwalającej uznać, że proporcja określona przez podatnika wynosi 100%. Obecnie na podstawie art. 90 ust. 2 podatnik pomniejsza kwotę podatku należnego o taką część kwoty podatku naliczonego, którą można proporcjonalnie przypisać czynnościom, w stosunku do których podatnikowi przysługuje prawo do obniżenia podatku należnego. Jeśli jednak proporcja ta wynosi powyżej 98%, a kwota podatku naliczonego niepodlegająca odliczeniu, wynikająca z zastosowania tej proporcji, w skali roku była mniejsza niż 500 zł, to podatnik ma prawo uznać, że proporcja ta wynosi 100%. SLIM VAT 3 zakłada podwyższenie wspomnianej powyżej kwoty 500 zł, do 10 tysięcy złotych. Umożliwi to stosowanie tego uproszczenia w rozliczeniu podatku VAT w znacznie większej ilości przypadków.

Powyżej wskazano jedynie część propozycji zmian w SLIM VAT 3, które w naszej opinii będą miały największy wpływ na sytuację polskich przedsiębiorców. Wskazać jednak należy, że ustawa jest stosunkowo obszerna, a ilość drobnych usprawnień w zakresie prawa podatkowego jest stosunkowo liczna. Zaproponowane zmiany z pewnością są rozwiązaniami, które należy ocenić pozytywnie. Wpływać będą one na codzienne funkcjonowanie wielu polskich firm i ułatwią stosowanie skomplikowanego prawa podatkowego w praktyce. Wskazać jednak należy, że ta, jak i poprzednie ustawy SLIM VAT, nie rozwiązują podstawowego problemu z jakim zmagają się polscy przedsiębiorcy w dziedzinie prawa podatkowego, a mianowicie tego, że cierpi ono na nadmiar regulacji i jest mało przejrzyste. Konieczna jest od dawna postulowana przez ZPP gruntowna reforma prawa podatkowego zmierzająca do maksymalnego uproszczenia regulacji i stworzenia przyjaznych i przejrzystych podatnikom regulacji.

***

Zobacz: 26.08.2022 Stanowisko ZPP w sprawie projektu ustawy o zmianie ustawy o podatku od towarów i usług oraz niektórych innych ustaw (nr w wykazie RCL UD 411 – tak zwana ustawa „SLIM VAT 3”)