Opłata mocowa - nowa pozycja w rachunkach za dystrybucję energii elektrycznej
Wszystko wskazuje na to, że od 1 października 2020 na naszych rachunkach za dystrybucję energii elektrycznej pojawi się nowa opłata, tzw. opłata mocowa, wynikająca z przetargów na rynku mocy. Co więcej, w przeciwieństwie do opłaty OZE czy kogeneracyjnej, będzie ona z pewnością zauważalna i będzie stanowiła istotną część naszych rachunków. W konsekwencji może doprowadzić do zmiany zachowań i preferencji przedsiębiorstw w zapotrzebowaniu na energią elektryczną pobieraną z sieci publicznej.
Czym jest opłata mocowa?
Opłata mocowa to w dużym uproszczeniu przeniesiony na odbiorcę końcowego koszt wynikający z dopłat do źródeł wytwórczych energii, otrzymujących wynagrodzenie w zamian za moc, którą stawiają do dyspozycji Polskich Sieci Elektroenergetycznych dla utrzymania wymaganych rezerw mocy dyspozycyjnej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym. Koszt zakontraktowanej przez PSE w drodze przetargu całkowitej mocy elektrycznej pozostającej w gotowości do dostarczania do systemu będzie dzielony na wszystkich odbiorców i pojawi się w rachunkach jako opłata mocowa od października 2020.
Jak będzie wyliczana opłata mocowa?
Zgodnie z zasadami kalkulacji taryf, koszty rynku mocy będą alokowane do kosztów uzasadnionych jako usługa utrzymania stabilności sieci, będą więc przenoszone jako składowa opłaty taryfowej za dystrybucję i przesył energii elektrycznej. A dokładniej, koszty te będą kalkulowane przez PSE S.A. i przenoszone w taryfie dystrybucji OSD na odbiorcę końcowego jako opłata mocowa. To znaczy, że opłata mocowa pojawi się na rachunku wystawianym przez OSD jako składnik usługi dystrybucji lub w umowie kompleksowej przez Spółkę Obrotu dla każdego odbiorcy końcowego.
Zgodnie z Art. 70. 1. Ustawy o rynku mocy stawki opłaty mocowej ustala się odrębnie, w odniesieniu do odbiorców końcowych:
- Dla gospodarstw domowych – jako stawkę miesięczną, zależną od rocznego zużycia energii elektrycznej,
- Dla odbiorców innych niż określeni w pkt 1 – jako stawkę stosowaną do wolumenu energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby, wyrażoną w złotych za kWh energii elektrycznej.
Z zapisu wynika, że gospodarstwa domowe będą obciążane dodatkową, stałą opłatą raz na miesiąc. Jednak dla pozostałych (czyli dla wszystkich przedsiębiorców) opłata mocowa będzie doliczona do rzeczywistego zużycia energii w [kWh] i to tylko „w wybranych godzinach doby”, czyli w określonych godzinach szczytowego zapotrzebowania na moc. Corocznie Prezes URE będzie wyznaczać i publikować nie tylko stawki opłaty mocowej na kolejny rok, ale również godziny szczytowego zapotrzebowania na moc w systemie - odrębnie dla poszczególnych kwartałów roku dostaw (w każdym kwartale zmieniają się godziny szczytowe, szczególnie dotyczy to szczytu popołudniowego).
Trudności z wyliczeniem stawek opłaty mocowej
W implementacji przepisów Ustawy o rynku mocy pojawiają się coraz większe trudności, z którymi Urząd Regulacji Energetyki samodzielnie sobie nie poradzi. Prezes URE jest zobowiązany do opublikowania w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki do dnia 30 września każdego roku stawki opłaty mocowej na kolejny rok[1] oraz godziny szczytowego zapotrzebowania na moc. Do chwili obecnej tego jednak nie uczynił. Z informacji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (nr 69/2019) możemy się dowiedzieć, że zwłoka wynika z zaplanowanych w marcu 2020 dodatkowych aukcji na rynku mocy i z braku rozporządzenia wykonawczego w sprawie określenia sposobu wyznaczania godzin doby przypadających na szczytowe zapotrzebowanie na moc w systemie
Jednak Urząd Regulacji Energetyki deklaruje, że stawki opłaty mocowej i godziny szczytowego zapotrzebowania na moc zostaną opublikowanie w najbliższym możliwym terminie umożliwiającym prawidłowe wykonanie obowiązku Prezesa URE. Mamy więc pewność, że Prezes URE swój obowiązek wykona prawidłowo, ale nie wiemy, czy nastąpi to w terminie, który da szanse odbiorcom na dostosowanie się do zmian rynkowych.
Przyczyną utrudnień we wdrożeniu rozporządzenia wykonawczego ustalającego sposób wyznaczenia godzin, w których ma być doliczana opłata mocowa, mogą być zainstalowane u odbiorców układy pomiarowo-rozliczeniowe. Ich zegary są dostosowane do programowania godzin w istniejących grupach taryfowych lub w ogóle nie mają stref czasowych (C11, C21, B11, B21). Wyznaczenie godzin szczytowego zapotrzebowania dla poboru opłaty mocowej w innych godzinach niż istniejące strefy będzie wiązało się z przeprogramowaniem układów wielostrefowych lub też wymianą istniejących liczników jednostrefowych. W związku z powyższym, można rozpatrywać tylko kilka wariantów godzin szczytowych, z których najbardziej prawdopodobne są dwa:
A. godziny 07:00 – 22:00 , zgodnie z godzinami tzw. okresu zagrożenia określonego w Rozporządzeniu Ministra Energii z dnia 18 lipca 2018 r. w sprawie wykonania obowiązku mocowego,
B. godziny 07:00 – 13:00 (szczyt przedpołudniowy) i 19:00 – 22:00 w lecie lub 16:00 – 21:00 w zimie (szczyt popołudniowy) wg taryf A23, B23 i C23 Operatorów Systemy Dystrybucyjnego.
Według danych Ministerstwa Przedsiębiorczości i Technologii[2] obecnie średnia stawka za kWh jest kalkulowana jako 45 zł/MWh w rozłożeniu na całą dobę. Opłata ta będzie jednak naliczana tylko w godzinach szczytowych, a im krótszy będzie wyznaczony okres godzin szczytowych w dobie, tym będzie ona wyższa w poszczególnych godzinach doby. Przy założeniu wyznaczenia godzin szczytowych wg wariantów powyżej, zgodnie z szacunkami MPiT opłaty mocowe mogą wynieść:
A. Opłata mocowa w wysokości 90 zł/MWh pobierana przez 15 godzin w ciągu doby
B. Opłata mocowa w wysokości 150 zł/MWh pobierana przez 9 godzin w ciągu doby w lecie i w wysokości 123 zł/MWh pobierana przez 11 godzin w ciągu doby w zimie
W obu wariantach znacząco rosną różnice cen energii w dobie. Obecnie różnica stawek zmiennych między szczytem popołudniowym a resztą doby wynosi około 173 zł/MWh czyli 36%. W przedstawionych wariantach odpowiednio :
- wariant A : 263 zł/MWh – 46%
- wariant B : 323 zł/MWh – 51%
[1] W pierwszym okresie Prezes URE kalkuluje stawki opłaty mocowej na okres od dnia 1 października 2020 r. do dnia 31 grudnia 2021 r. proporcjonalnie dla tego okresu, zapewniając przeniesienie kosztów wynikających z umów mocowych zawartych na rok dostaw 2021.
[2] Ulga od opłaty mocowej - spotkanie konsultacyjne MPiT Warszawa, 7 czerwca 2019 r.
[3] Przyjęto stawki za energie elektryczną wg przykładowej oferty spółki obrotowej z IV kw ub.r. i opłaty taryfowe wg PGE Dystrybucja Oddział Łodź
Wpływ opłaty mocowej na ceny energii i preferencje odbiorców energii
Niewątpliwie tak istotny wzrost cen energii w godzinach szczytowych będzie miał swoje konsekwencje w zmianach preferencji użycia energii. W pierwszej kolejności odbiorcy powinni zweryfikować dobrane grupy taryfowe wraz z przeglądem procesów produkcyjnych dla oceny możliwości redukcji zapotrzebowania w okresach wysokich cen taryfowych.
Ciekawą rekomendację można odczytać z rządowego uzasadnienia do projektu ustawy o rynku mocy[4]: „komercyjni odbiorcy energii elektrycznej będą mogli obniżyć swój koszt zaopatrzenia w energię poprzez zmniejszenie zużycia w godzinach szczytowych lub zaopatrzenie się w inne źródła energii”. Własne źródła energii elektrycznej pracujące w godzinach szczytowych rzeczywiście mogą być dobrą alternatywą dla poboru drogiej energii elektrycznej z sieci OSD wraz z podwyższonymi kosztami zmiennymi jej dostawy.
Warto też zwrócić uwagę na fakt, że rosnąca różnica dobowa cen energii elektrycznej również wpływa na wzrost przychodów z zastosowania magazynów energii elektrycznej. Tzw. strategia arbitrażu cenowego (zakup energii elektrycznej w dolinie nocnej, a następnie zasilanie własnych odbiorów w godzinach szczytowych) opiera się nie na samej wysokości maksymalnych cen za energię elektryczną, a właśnie na wielkości różnic cen dobowych. Im większa różnica tym większa rentowność tej strategii. Z kolei zastosowanie magazynów energii elektrycznej umożliwia skuteczne wykorzystanie energii wyprodukowanej ze źródeł odnawialnych (np. ze źródeł fotowoltaicznych). Opłata mocowa, która w swoich założeniach miała wspierać duże, scentralizowane źródła energii, może wyzwolić duży wzrost hybrydowych instalacji wytwórczych u przedsiębiorców i tzw. mikrosieci. W konsekwencji może się okazać, że efektem wdrożenia rynku mocy nie będzie osiągnięcie rentowności wielkoskalowego wytwarzania, a wręcz przeciwnie, rozwój mikrosieci i zdecentralizowanych źródeł lokalnych.
Niewątpliwie warto monitorować sytuację. Pojawienie się rozporządzenia wykonawczego i informacji prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w sprawie stawek opłaty mocowej i ustalenia godzin jej poboru sprawi, że będziemy mieli wszystkie dane do kalkulacji własnych strategii poboru energii elektrycznej w zmienionych warunkach rynkowych. Wybór strategii zdeterminuje zaś wybór rozwiązań technicznych, pozwoli na podjęcie decyzji o sposobie ich sfinansowania i wdrożenia.
[4] Druk sejmowy nr 1722 Rządowy projekt ustawy o rynku mocy. Data pisma: 2017-07-06
Zarządzanie mocą i energią elektryczną u odbiorcy końcowego według koncepcji Siemensa
Firma Siemens w Polsce i na świecie posiada wieloletnie doświadczenie i szerokie portfolio rozwiązań technicznych i usług wspierających zarządzanie infrastrukturą obiektową z punktu widzenia pewności zasilania i efektywności energetycznej, niezależnie od bieżących zmian w kalkulacjach stawek za dystrybucję energii elektrycznej, w tym opłaty mocowej. Na całym świecie Siemens zbudował wiele rozproszonych systemów energetycznych (ang. Distributed Energy Systems – DES) zawierających lokalne źródła energii, magazyny energii i mikrosieci, pozwalających skutecznie zarządzać mocą i energią elektryczną.
W portfolio Siemensa znajduje się Efektywność Budynkowa jako Usługa (ang. Building Efficiency as a Service – BEaaS), która pomaga przedsiębiorstwom zwiększyć efektywność operacyjną bez potrzeby angażowania dodatkowego kapitału.
To model świadczenia usługi, w której różne rozwiązania techniczne są dostarczane klientom na podstawie umowy o świadczenie usług zarządzania, czyli bez potrzeby angażowania środków inwestycyjnych, zaś planowane oszczędności są wielkością gwarantowaną w umowie. W tym modelu ryzyko inwestycyjne i ryzyko doboru rozwiązań technicznych ponoszone jest przez Siemensa przez cały okres obowiązywania umowy. Klienci natomiast płacą miesięczną opłatę, kalkulowaną w oparciu o poziom osiągniętych oszczędności bądź unikniętych kosztów zakupu energii w przypadku lokalnych źródeł wytwórczych, lecz nieprzekraczającą poziomu gwarantowanych przez Siemensa oszczędności. Takie rozwiązanie umożliwia przedsiębiorstwom wdrażanie programów zwiększających efektywność i pewność zasilania oraz szybsze osiągnięcie efektów bez budżetu inwestycyjnego. Zaś skuteczne podnoszenie efektywności zawsze daje przedsiębiorcom dodatkową przewagę konkurencyjną, szczególnie w okresach dynamicznych zmian cen energii elektrycznej, czy też przy wprowadzaniu nowych zasad rozliczeń, choćby takich jak dodanie do rachunków nowej opłaty mocowej.
Autor: Rafał Kuźniak, Dariusz Sokulski
Zapisz się na Newsletter
Interesują Cię aktualności Siemens Polska? Zasubskrybuj nasz Newsletter
