Taryfy za dostawę energii elektrycznej

W okresie funkcjonowania w Polsce gospodarki centralnie sterowanej w różny sposób obciążano odbiorców opłatami za korzystanie z tej – uznawanej bardzo często jako najszlachetniejszą – energii. Uznawano powszechnie, także w innych krajach o gospodarce rynkowej, że energia elektryczna jest dobrem społecznym, za które nie zawsze odbiorca (szczególnie zaliczany do gospodarstw domowych) winien pokrywać całkowite koszty, jakie towarzyszą zużywanej przez niego energii.

Z drugiej strony, postrzegano przedsiębiorstwa energetyczne, funkcjonujące w ramach monopolu naturalnego, że działają przy minimalnym ryzyku bez konieczności konkurowania o sprzedaż i przesył towaru, jakim jest energia elektryczna.

Wprowadzenie w Polsce gospodarki rynkowej zmieniło podejście do energii elektrycznej. Zaczęto traktować ją jako towar, za który użytkownik musi ponieść opłaty adekwatne do kosztów wytworzenia i przesyłu. Akty prawne – Prawo energetyczne [1] oraz Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf, oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną [2] – wprowadziły nowe zasady rozliczania odbiorców za energię elektryczną, które przede wszystkim obejmują rozdzielenie w opłatach dwóch działalności:

• wytwarzania energii elektrycznej,
• przesyłu (transportu) energii elektrycznej.

Te zmiany pociągnęły za sobą odrębne stanowienie cen energii elektrycznej i stawek opłat przesyłowych. Odbiorcy, szczególnie drobni, przyzwyczajeni do rozliczania się według jednej ceny energii ujmującej wszystkie koszty, do tej pory mają zastrzeżenia do takiej formy rozliczeń.

W artykule scharakteryzowano składniki opłat dla grup odbiorców zasilanych na różnych poziomach napięć oraz przedstawiono wpływ zasad tworzenia stawek opłat przesyłowych na średnie, wypadkowe ceny dostawy energii uwzględniające wszystkie składowe kosztów.

Podstawy prawne tworzenia taryf elektroenergetycznych

W Polsce, obowiązują dwa podstawowe akty prawne, które podają zasady rozliczania się odbiorców z przedsiębiorstwami energetycznymi za dostawy energii elektrycznej. Są to: Prawo energetyczne [1] i Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną [2]. Poniżej podano najważniejsze zapisy w ww. dokumentach.

W art. 44.1. Prawa energetycznego [1] zapisano:

„Przedsiębiorstwo energetyczne, zapewniając równoprawne traktowanie odbiorców oraz eliminowanie subsydiowania skrośnego, jest obowiązane prowadzić ewidencję księgową w sposób umożliwiający odrębne obliczenie kosztów i przychodów, zysków i strat dla wykonywanej działalności gospodarczej”.

Natomiast w art. 45.1.:

„Przedsiębiorstwa energetyczne ustalają taryfy dla energii, stosownie do zakresu wykonywanej działalności gospodarczej; taryfy należy kalkulować w sposób zapewniający:

1. pokrycie kosztów uzasadnionej działalności gospodarczej przedsiębiorstw energetycznych w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu energią wraz z uzasadnionym zwrotem z kapitału zaangażowanego w tę działalność;
2. pokrycie kosztów uzasadnionych ponoszonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w związku z realizacją ich zadań;
3. ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen i stawek opłat”.

Niezmiernie ważnym jest punkt 5 wyżej wymienionego art. 45 prawa, który mówi, że przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii kalkulują stawki opłat za usługi przesyłania lub dystrybucji w taki sposób, aby udział opłat stałych w łącznych opłatach za świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji dla danej grupy odbiorców nie był większy niż ustalony przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE).

Zatem Prezes URE ingeruje w podział kosztów całkowitych na dwie części składowe, które stanowią bazę do wyznaczenia stawek opłat stałych i zmiennych. Skutkuje to z reguły wyższymi stawkami opłaty zmiennej i niższymi – z opłaty stałej. Ponadto pociąga za sobą z jednej strony odstępstwo od zasady, że stawki opłat przesyłowych winny być nośnikiem kosztów, gdyż tylko wówczas odbiorca będzie odbierał właściwe sygnały cenowe i będzie według nich regulował poziom pobieranej mocy i energii elektrycznej. Natomiast z drugiej strony, stanowi ochronę drobnych odbiorców, szczególnie tych o niskim poziomie zużycia energii elektrycznej przed nadmiernie wysokimi kosztami.

Podstawę do tworzenia obowiązujących taryf za dostawę energii elektrycznej stanowi, jak zaznaczono wyżej, Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną [2], nazywane w skrócie „rozporządzeniem taryfowym”. Najnowsze rozporządzenie, które zostało wydane 18 sierpnia 2011 roku, określa szczegółowe zasady:

• kształtowania taryf dla energii elektrycznej,
• kalkulacji cen i stawek opłat,
• rozliczeń z odbiorcami.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej zawiera w taryfie głównie:

• ceny energii elektrycznej,
• stawki opłat za rezerwy mocy,

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania/dystrybucji energii elektrycznej zawiera w taryfie głównie:

• stawki opłat za świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej, zwane dalej „stawkami opłat przesyłowych/dystrybucyjnych”;
• sposób ustalania opłat za przyłączenie do sieci.

Przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną zawiera w taryfie przede wszystkim ceny energii elektrycznej.

Najbardziej rozbudowane są taryfy przesyłowe. Rozliczenie między dostawcą a odbiorcą energii elektrycznej dotyczy nie tylko kosztów samego transportu energii, ale również kosztów dodatkowych, takich jak: koszty zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw, koszty tzw. osierocone oraz opłaty abonamentowe. Główne składniki taryf wyznacza się w następujący sposób:

1. Składnik stały stawki sieciowej kalkuluje się na podstawie planowanych do poniesienia kosztów stałych z uwzględnieniem udziału opłat stałych w łącznych opłatach za świadczone usługi przesyłania lub dystrybucji,

2. Składnik zmienny stawki sieciowej, kalkuluje się na podstawie planowanych kosztów uzasadnionych:

• zakupu energii elektrycznej w ilości niezbędnej do pokrycia różnicy między ilością energii elektrycznej wprowadzanej do sieci danego poziomu napięć znamionowych a ilością energii pobranej z tej sieci przez odbiorców, przesłanej lub dystrybuowanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych; ogólnie można powiedzieć, że są to koszty zakupu energii na pokrycie strat sieciowych;
• zmiennych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej sieciami innych poziomów napięć znamionowych i sieciami należącymi do innych operatorów, lub innych przedsiębiorstw energetycznych;
• stałych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej w części nieuwzględnionej w składniku stałym, stosownie do art. 45 ust. 5 ustawy [1].

Uwzględniając wszystkie koszty przesyłu taryfa określa:

1. Grupy taryfowe i szczegółowe kryteria kwalifikowania odbiorców do tych grup;

2. Sposób ustalania opłat za przyłączenie do sieci operatora, zaś w przypadku przyłączenia do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, także ryczałtowe stawki opłat;

3. Stawki opłat za świadczenie usługi dystrybucji i warunki ich stosowania, z uwzględnieniem podziału na stawki wynikające z:

• dystrybucji energii elektrycznej (składniki zmienne i stałe stawki sieciowej),
• korzystania z krajowego systemu elektroenergetycznego (stawki jakościowe),
• odczytywania wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i ich bieżącej kontroli (stawki abonamentowe),
• przedterminowego rozwiązania kontraktów długoterminowych (stawki opłaty przejściowej).

Kontrowersje wzbudzają stawki jakościowe i przejściowe. Od połowy lat 90. ubiegłego stulecia zawierano kontrakty długoterminowe umożliwiające modernizację „wysłużonych” elektrowni (również elektrociepłowni). Możliwości sfinansowania modernizacji uzyskano z konsorcjów finansowych pod warunkiem, że modernizowane obiekty będą miały zagwarantowany zbyt wytwarzanej energii. W miarę upływu czasu okazało się, że modernizowane elektrownie są w uprzywilejowanej sytuacji, ponieważ nie muszą uczestniczyć w konkurencyjnym rynku energii.

Takie podejście kłóciło się z zasadą Unii Europejskiej i po wielu latach negocjacji wycofano się z tych kontraktów, a niespłacone zadłużenie wprowadzono do systemu taryf jako opłata przejściowa. Opłata jakościowa ma na celu pokrycie kosztów związanych z zagwarantowaniem przez krajowy system przesyłowy bezpiecznych i pewnych dostaw energii.

Chroniąc odbiorców przez nadmiernym wzrostem kosztów energii elektrycznej wprowadzono w „rozporządzeniu taryfowym” [2] pojęcie „współczynnika korekcyjnego”, będącego podstawą do wyznaczania dopuszczalnych zmian cen i stawek opłat w kolejnych latach. Zmiany te są uzasadnione zmianami warunków zewnętrznych funkcjonowania przedsiębiorstwa lub poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa. Współczynniki korekcyjne Y ustala się dla poszczególnych rodzajów wykonywanej działalności gospodarczej tak, aby był spełniony warunek:

gdzie:

Cw_n, Cw_n–1 – ceny wskaźnikowe dla danego rodzaju działalności w roku n i n-1,

Y_n – współczynnik korekcyjny, ustalany corocznie i uwzględniany w cenie energii elektrycznej lub w stawkach opłat przesyłowych, określający zmianę niezależnych od przedsiębiorstwa warunków wykonywania danego rodzaju działalności gospodarczej.

Analizując powyższy wzór można stwierdzić, że ustalanie cen i stawek na dany rok odbywa się przy uwzględnieniu czynników ekonomicznych, takich jak np. stopa inflacji oraz stosowane są konkretne ograniczenia wzrostu poziomu cen i stawek, szczególnie istotne przy kształtowaniu stawek opłat przesyłowych.

Przy omawianiu zasad rozliczeń za dostawy energii elektrycznej należy nadmienić o zasadzie TPA dostępu stron trzecich do sieci, która jest jedną z najważniejszych zasad, na której opiera się zliberalizowany rynek energii. Daje ona prawo odbiorcy energii do jej zakupu od dowolnie wybranego sprzedawcy energii. Pierwszą stroną jest właściciel sieci (dystrybutor), drugą – odbiorca, a trzecią – sprzedawca energii.

Grupa odbiorców, jaką są gospodarstwa domowe i rolne, objęta jest ochroną i dla niej zatwierdzane są przez Prezesa URE ceny energii elektrycznej. Można powiedzieć, że dla tej grupy odbiorców nie został uwolniony rynek energii w odróżnieniu od innych grup odbiorców. Zdania o takim podejściu do cen energii dla gospodarstw domowych i rolnych są podzielone.

Z jednej strony spółki obrotu energią elektryczną uważają, że ceny przyjęte w zatwierdzanych przez Prezesa URE taryfach dla odbiorców z grupy G (czyli odbiorców indywidualnych) są niższe od cen rynkowych i stanowią barierę rozwoju rynku energii elektrycznej w tym segmencie. Spółki obrotu apelują o jak najszybsze pełne uwolnienie rynku energii elektrycznej w Polsce, poprzez zwolnienie przez Prezesa URE wszystkich spółek handlujących energią z obowiązku przedkładania do zatwierdzania taryf w grupie gospodarstw domowych.

Z drugiej strony Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów (UOKiK) uważa, że istnieje duża dysproporcja pomiędzy pozycjami odbiorców a przedsiębiorstw energetycznych na rynku energii. W ocenie Urzędu przedsiębiorstwa energetyczne nie są wystarczająco zorientowane na potrzeby odbiorców.

Z uwagi na zapis w art. 45.5. Prawa energetycznego [1] w artykule ograniczono się do analizy stawek opłat przesyłowych.

Rozliczenia usług dystrybucji energii elektrycznej

Na rysunku 1. przedstawiono bardzo prosty schemat przepływu energii elektrycznej. Pominięto dostawy energii na poziomach niższych napięć, a zaznaczono te, które wprowadzane są do sieci najwyższych napięć ponieważ one stanowią największy udział dostarczanej energii.

Z danych przedstawionych na rysunku 1. wynika, że odbiorcy zasilani na różnych poziomach napięć wykorzystują różne segmenty sieci elektroenergetycznej. Wszyscy odbiorcy korzystają z sieci najwyższych napięć 220 i 400 kV. Dla odbiorców zasilanych na napięciu 110 kV (WN) niezbędna jest dodatkowo sieć 110 kV. Sieci pozostałych poziomów napięć dla tych odbiorców mogą nie istnieć. Nie mogą być w związku z tym obciążani ich kosztami. Rozumując podobnie, pozostali odbiorcy muszą być obciążeni kosztami sieci, która jest niezbędna dla transportu energii dla pokrycia ich zapotrzebowania, czyli odbiorcy SN – kosztami sieci WN i SN, a odbiorcy nn – kosztami sieci wszystkich poziomów napięć.

W tabeli 1. zestawiono dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) następujące dane dla roku 2010:

• liczbę odbiorców zasilanych na różnych poziomach napięć,
• całkowite długości linii elektroenergetycznych w podziale na napięcia,
• moce transformatorów zainstalowanych w stacjach,
• długości linii przypadające na jednego odbiorcę,
• moc transformatorów przypadającą na jednego odbiorcę,

a na rysunku 2. i rysunku 3. przedstawiono ilustrację graficzną jednostkowych długości linii i jednostkowych mocy transformatorów.

Należy podkreślić, że analizując jednostkowe długości linii i moce transformatorów w okresie 2001–2010 można stwierdzić, że utrzymują się one na podobnym poziomie (różnice nie przekraczają 1%).

Z powyższych wykresów i danych liczbowych widać wyraźnie zróżnicowanie długości linii elektroenergetycznych różnych napięć przypadających na pojedynczego odbiorcę. Dostawa energii każdemu odbiorcy nn wymaga blisko 50 m linii różnych napięć, czyli z punktu widzenia sieciowych przedsiębiorstw energetycznych jest on najbardziej „kosztownym” odbiorcą, co winno być i jest odzwierciedlone w stawkach opłat przesyłowych.

Podobnie jest przy wyznaczaniu składnika zmiennego, który dla odbiorców nn musi uwzględniać fakt, że odbiorcy ci powodują straty energii w sieciach wszystkich poziomów napięć. Przykładowo, w tabeli 2. zestawiono stawki opłaty stałej i opłaty zmiennej, które obowiązywały na Obszarze Poznańskim ENEA Operator w roku 2011, uzupełnione o opłaty dodatkowe – jakościową, przejściową i abonamentową.

Stawki opłat stałej i zmiennej dla grup A, B i C21 układają się zgodnie ze stopniem zaangażowania przez odbiorców majątku sieciowego. Dla drobnych odbiorców grupy C i G zasada stawek odpowiadających kosztom stałym i zmiennym już nie obowiązuje. Składnik zmienny jest znacznie wyższy niż dla odbiorców zasilanych również na niskim napięciu, ale należących do odbiorców o wyższej mocy (C21): dla C11 o ok. 50%, dla G11 – ok. 66%. Natomiast składnik stały odwrotnie: dla C11 składnik stały stanowi ok. 30%, dla G11 (przy założeniu, że moc podlegająca opłacie wynosi 5 kW) – ok. 9% stawki w taryfie C21.

Dla zilustrowania wpływu „dociążania” stawki zmiennej, a „odciążania” stawki stałej przy ustalaniu wysokości stawek wykonano symulacyjne obliczenia dla wytypowanych gospodarstw domowych różniących się rocznym zużyciem energii 1000–2000–3000 kWh/rok i mocy umownej 5 kW (kalkulacja składnika zmiennego – włączenie kosztów stałych za przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej w części nieuwzględnionej w składniku stałym). Wyniki tych obliczeń zestawiono na rysunku 4. i rysunku 5.

Z wykresów przedstawionych na rysunku 4. i rysunku 5. widać, jak poważnym obciążeniem kosztowym są sieci elektroenergetyczne. Brak zapisu w Prawie energetycznym [1] powodowałby obciążenie odbiorców o niskim zużyciu energii bardzo wysokimi kosztami transportu energii. Można stwierdzić, że stosowany w naszym kraju sposób kształtowania taryf (Prawo energetyczne art. 45.1.) chroni tych odbiorców przed ograniczeniami z korzystania z energii elektrycznej.

Dla zobrazowania struktury wszystkich składników opłat rozszerzono ww. kalkulacje o wyznaczenie wypadkowej, jednostkowej ceny energii dla gospodarstw domowych w dwóch wariantach:

• wariant I – rzeczywiste stawki opłat sieciowych, abonamentowych, przejściowych, jakościowych,
• wariant II – hipotetyczne stawki opłat według rzeczywistych kosztów, czyli według stawek taryfy C21.

W obliczeniach uwzględniono również ceny energii, które obowiązują w ENEA Operator, a wyniki obliczeń przedstawiono na rysunku 6. i rysunku 7.

Analizując uzyskane wartości średnie w dwóch wariantach można zauważyć, że:

1. W wariancie I cena taryfowa energii stanowi od 52–58% średniej wypadkowej ceny 1 kWh przy trzech założonych poziomach zużycia, a opłata zmienna (zależna od zużycia energii) – 29–32%, co łącznie daje udział 81–90%; oznacza to, że w obowiązującej taryfie istnieje silna korelacja między wypadkową ceną a poziomem zużycia energii. Daje tym samym impulsy do oszczędności energii.
2. W wariancie II cena taryfowa energii stanowi od 26–46% średniej wypadkowej ceny 1 kWh przy trzech założonych poziomach zużycia, a opłata zmienna 9–16%, co łącznie daje udział 35–62%; udział opłaty stałej od 60–34% powoduje, że odbiorca o niskim zużyciu rozlicza się za dostawy energii po znacznie wyższej wypadkowej cenie, a ponadto nie ma bodźców do ograniczania jej zużycia.
3. W wariancie I wypadkowa cena 1 kWh maleje nieznacznie w miarę wzrostu zużycia energii (10% przy rocznym zużyciu 3000 kWh w stosunku do zużycia 1000 kWh) podczas gdy w wariancie II cena ta maleje szybciej (40% przy podanym powyżej zużyciu).
4. Wypadkowa cena 1 kWh w wariancie II jest znacznie wyższa od ceny w wariancie I przy niskim zużyciu energii (zużycie 1000 kWh wariant I – 0,519 zł/kWh, wariant II – 1,009 zł/kWh).

Podsumowanie

Konsekwencją rozdziału działalności wytwarzania, przesyłu i obrotu energią jest kształtowanie taryf oddzielnie dla każdej działalności. W artykule pokazano zmiany stawek opłat przesyłowych dla grup odbiorców zasilanych na różnych poziomach napięć wynikające z różnego zaangażowania odbiorców w korzystanie z linii elektroenergetycznych i stacji transformatorowych.

Analiza przeprowadzona w artykule, dotycząca wpływu składowych opłat za dostawy energii elektrycznej drobnym odbiorcom (cena energii, stawki opłat przesyłowych oraz opłat dodatkowych, jakimi są opłata abonamentowa, przejściowa i jakościowa), uzasadniła przyjęty kierunek przy kształtowaniu taryf elektroenergetycznych. W konsekwencji wypadkowa cena 1 kWh tylko w nieznaczny sposób maleje wraz ze wzrostem zużycia energii przez odbiorcę.

Należy podkreślić, że energia elektryczna jest niezbędna do życia, a wysokie stawki opłaty stałej (wyznaczone według rzeczywistych kosztów stałych sieci elektroenergetycznych) pociągałyby wysokie wartości średnich wypadkowych cen za pobraną energię. Grupę o niskim zużyciu stanowią z reguły odbiorcy o małych przychodach. Wysokie wypadkowe ceny każdej kilowatogodziny prowadziłyby w znaczący sposób do obniżenia zużycia energii przez tych odbiorców, co często ograniczałoby możliwości korzystania z tej najszlachetniejszej postaci energii.

Literatura

1. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne. Jednolity tekst: DzU z 2006 roku, nr 89, poz. 625, z późniejszymi zmianami.
2. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 18 sierpnia 2011 r. w sprawie zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną, DzU z 2011 r., nr 189, poz. 1126.

***

Tekst artykułu przygotowano na podstawie referatu prezentowanego na XV Sympozjum z cyklu „Współczesne urządzenia oraz usługi elektroenergetyczne, telekomunikacyjne i informatyczne” pt. „Klasyczne i inteligentne sieci oraz instalacje – projektowanie, budowa, eksploatacja”, Poznań, 21–22 listopada 2012 r.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!