Zmienna opłata sieciowa. Zmienna opłata. Koszty przesyłu. przes.

Transkrypt

1 Henryk Kaliś, pełnomocnik zarządu ds. zarządzania energią elektryczną i pomiarami ZGH "Bolesław" SA I. Koszty energii elektrycznej ponoszone przez dużych odbiorców przemysłowych w 2008 r. Ile i za co płacimy. Na wysokość opłat związanych z energią elektryczną ponoszonych przez odbiorców końcowych i ich poszczególne składniki wpływa zarówno sposób finansowania w przeszłości podsektora wytwarzania (kontrakty długoterminowe), jak i rosnący wpływ polityki energetycznej Polski i Unii Europejskiej. Powoduje to rozszerzenie tradycyjnego, opartego jedynie o koszty wytwarzania i przesyłu systemu opłat o dodatkowe składniki wynikające z fiskalizmu państwa, realizacji założeń polityki energetycznej i obciążeń wynikających z ochrony środowiska naturalnego. Poniższy wykres pokazuje wysokość poszczególnych składników kosztowych dla odbiorcy przemysłowego o poborze 500 GWh i mocy umownej 100 MW. Składniki kosztowe EE w 2008 r w [tys zł] Opłata abonamentowa Stała opłata przes. Opłata przejściowa Opłata sys. wyrównawcza Opłata sys. jakościowa. Zmienna opłata sieciowa. Zmienna opłata przes. Koszty przesyłu Energia kolorowa Akcyza Energia czarna Koszty Energii Rynek Bilansujący 1. Koszty kontraktów długoterminowych. Rok 2008 jest rokiem drastycznych wzrostów cen energii elektrycznej oferowanej przez wytwórców i przedsiębiorstwa obrotu. Agresywna polityka cenowa skonsolidowanych pionowo przedsiębiorstw energetycznych poparta jest akcją medialną w której jako przyczyny wzrostu cen podaje się rozdział uprawnień do emisji CO 2 i wynikające z traktatu akcesyjnego ograniczenia emisyjne. Tworzy to wrażenie ich nieuchronności. Zapomina się przy tym o historii przechodząc do porządku dziennego chociażby nad faktem iż odbiorcy ciągle płacą za modernizacje przeprowadzone w sektorze wytwarzania

2 z wykorzystaniem mechanizmu tzw. kontraktów długoterminowych. Koszty z tego tytułu na wykresie powyżej zaznaczono żółtymi słupkami. W skali roku wynoszą one 10,5 mln zł co daje 10% udział w kosztach energii i powoduje zrost kosztów przesyłu o 20 zł/mwh!!! 2. Polityka fiskalna państwa akcyza od energii elektrycznej. Przepisy unijne określają m.in., że obowiązek podatkowy powstaje z momentem dokonania dostawy energii przez dystrybutora do odbiorcy końcowego, i że zwolniona od podatku jest energia wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej i do podtrzymywania zdolności do produkcji energii oraz energia ze źródeł odnawialnych. Minimalne stawki akcyzy wynoszą 0,5 euro/mwh dla firm i 1 euro/mwh dla pozostałych podmiotów. Wśród nowo przyjętych krajów UE, jedynie Węgry i Malta opodatkowują energię elektryczną. Aktualnie podatek akcyzowy od energii elektrycznej dla odbiorców grup taryfowych A stanowi 14% jej ceny a zapowiadane wprowadzenie Ustawy o zmianie ustawy o podatku akcyzowym zmieni miejsce powstawania obowiązku podatkowego i wysokość stawki podatku z 20 do 22,22 zł/mw. Koszty roczne ponoszone przez dużego odbiorcę przemysłowego (wolumen 500 GW), wynoszą 10,5 mln zł co stanowi około 10% całkowitych kosztów energii elektrycznej. Dotychczasowe starania odbiorców przemysłowych o obniżenie stawki podatku akcyzowego dla zastosowań gospodarczych nie przyniosły rezultatu. 3. Systemy wspierania rozwoju energetyki odnawialnej i produkującej w skojarzeniu z ciepłem. Polski system wspierania energetyki odnawialnej w sposób perfekcyjny rozwiązał problem zbierania od odbiorców końcowych opłat oraz rozliczania z wykonania obowiązkowych zakupów. Poza sferą jego zainteresowania pozostaje jednak efektywność uzyskanych w ten sposób środków. W latach 2004 do 2007 r krajowa produkcja energii odnawialnej wyniosła 15 TWh, z czego 8,2 TWh pochodziło z elektrowni wodnych, 3,8 TWh ze wspólspalania a jedynie 3,2 TWh z elektrowni wykorzystujących wiatr, biogaz i biomasę. Oznacza to że w tym okresie odbiorcy zapłacili elektrowniom wodnym (które istniały w momencie uruchomienia systemu) 1,5 mld zł a elektrowniom i elektrociepłowniom zawodowym które uruchomiły współspalanie 720 mln zł z tytułu podatku od energetyki odnawialnej. Jedynie 615 mln zł trafiło do producentów niezależnych. Struktura wykorzystania środków z systemu wspierania energetyki odnawialnej. 21% 54% 25% elektrownie wodne elekttrownie które uruchomiły współspalanie producenci niezależni System ten nie wspiera rozwoju źródeł odnawialnych a dotuje istniejącą infrastrukturę wytwórczą w 75% w energetyce zawodowej. Polityka klimatyczna UE narzuciła Polsce cel indykatywny uzyskiwania 15% energii pochodzącej ze źródeł

3 odnawialnych w 2000 r. Jego realizacja wymaga efektywnego wspierania budowy nowych źródeł i głębokiej modyfikacji funkcjonującego systemu opartego o kolorowe certyfikaty. Należy odejść od powszechnego podatku i płacenia za coś czego nie ma (niedobory energii odnawialnej) na rzecz systemu opłat gwarantujących inwestorom uczciwy zwrot z kapitału w określonym czasie różny dla różnych technologii, uruchamiany dopiero w momencie wprowadzenia energii odnawialnej do sieci. Poprawę efektywności systemu zapewni: likwidacja opłaty zastępczej; wprowadzenie różnych, opartych o wyliczony czas zwrotu z kapitału, okresów wspierania dla różnych technologii wytwarzania energii odnawialnej oraz gwarantowanych zróżnicowanych, malejących w kolejnych latach dopłat; wyłączenie z systemu wspierania rozwoju energetyki odnawialnej źródeł które istniały w momencie wprowadzenia systemu oraz o mocach powyżej 20 MW; ograniczenie możliwości współspalania biomasy leśnej do przypadków gdy nie znajduje ona innych zastosowań; wprowadzenie wymogu uzyskiwania przez źródła odnawialne wykorzystujące biomasę minimalnych sprawności produkcji energii elektrycznej i ciepła oraz kontroli emisji; wprowadzenia preferencje w pozyskiwaniu biomasy przez producentów przyłączonych na niskim i średnim napięciu. Jak pokazano na wykresie duży odbiorca przemysłowy (wolumen 500 GWh; moc umowna 100 MW) ponosi koszty związane z funkcjonowaniem systemów wspierania energetyki odnawialnej i skojarzonej na poziomie 12,4 mln zł rocznie co stanowi 11,3% kosztów energii elektrycznej. Tak znaczny ich poziom uzasadnia oczekiwanie by były one wykorzystywane w sposób efektywny. 4. Opłata systemowa bezpieczeństwo Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. W ciągu kilku ostatnich lat w KSE nastąpiło wiele zmian które w sposób istotny wpływają na zmniejszenie bezpieczeństwa jego pracy. Podstawowe z nich to: zmniejszenie rezerw mocy; pogarszający się stan techniczny sieci przesyłowych i dystrybucyjnych; rozwój energetyki wiatrowej; rozwój energetyki rozproszonej; sposób finansowania RUS i GWS. Koszty jakie duży odbiorca przemysłowy (wolumen 500 GWh; moc umowna 100 MW) ponosi na bezpieczeństwo energetyczne poprzez stawkę jakościową opłaty systemowej wynosi 5 mln zł co stanowi 4,6% kosztów energii elektrycznej. Ponad 2 razy więcej wydajemy na systemy wspierania energetyki odnawialnej i skojarzonej.

4 Jak pokazuje powyższy rysunek z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego i potrzeb KSE generacja w źródłach odnawialnych nie ma żadnego znaczenia. Rozwój generacji rozproszonej umożliwia ograniczenie strat przesyłowych, a więc i zużycia paliw pierwotnych i emisji gazów cieplarnianych. Powoduje jednak problem z finansowaniem usług systemowych. Nośnikiem opłaty jakościowej jest energia elektryczna, a odbiorca końcowy produkujący energię elektryczną na własne potrzeby opłaty systemowej nie wnosi. Najczęściej jego źródła nie są przystosowane do pracy wyspowej i nie pokrywają pełnego zapotrzebowania, muszą więc korzystać ze wsparcia KSE. Tak więc ze względów efektywnościowych i ekologicznych generację rozproszoną należy wspierać pamiętając jednak że dobrem nadrzędnym jest Krajowy System Elektroenergetyczny i jego bezpieczeństwo. 5. Opłaty stałe i zmienne sieciowe odprowadzane do przedsiębiorstw dystrybucyjnych. Na stawki opłat sieciowych płaconych przez odbiorców końcowych w oparciu o taryfy przedsiębiorstw dystrybucyjnych składają się koszty dostawy energii elektrycznej i utrzymania infrastruktury sieciowej zarówno dystrybucyjnej jak i przesyłowej. Połowa przychodów z opłaty sieciowej zmiennej pozostaje w przedsiębiorstwach dystrybucyjnych, druga połowa trafia do PSE-Operator. Podział przychodów z opłaty zmiennej jest bardziej skomplikowany i wymaga głębszej analizy. Opłaty sieciowe stała i zmienna dla dużego odbiorcy przemysłowego (wolumen 500 GWh; moc umowna 100 MW) sumarycznie wyniosą w 2008 r 7,4 mln zł co stanowi 6,7% kosztów energii elektrycznej. 6. Podsumowanie. Na podkreślenie zasługuje fakt systematycznego wzrostu kosztów związanych z energią elektryczną wynikających z założeń polityki energetycznej. Odbiorca o poborze 500 GWh/ rok zapłaci w 2008 r z tytułu akcyzy i zakupu kolorowych certyfikatów 23 mln zł co stanowi 21% kosztów energii, a obciążenia te z roku na rok rosną. Pamiętać również należy iż odbiorcy końcowi nadal płacą na rzecz podsektora wytwarzania znaczne środki z tytułu realizacji kontraktów długoterminowych na modernizację mocy wytwórczych, i że fakt ten jest pomijany w dyskusjach nad cenami energii czarnej MWh 100 MW Opłata abonamentowa 1,4 0,0%

5 Stała opłata przes ,2 3,5% Opłata przejściowa 7 053,0 6,4% Opłata sys. wyrównawcza 3 363,9 3,1% Opłata sys. jakościowa ,4 4,6% Zmienna opłata sieciowa 3 538,5 3,2% Zmienna opłata przes ,8 10,9% Koszty przesyłu ,4 20,8% Energia kolorowa ,0 11,3% Akcyza ,0 9,5% Energia czarna ,5 67,9% Koszty Energii ,5 79,2% Rynek Bilansujący 157,7 0,1% Przesył + energia ,9 II. Czynniki wzrostu kosztów energii czarnej. 1. Zmiana miejsca powstawania obowiązku podatkowego dla akcyzy od energii elektrycznej (możliwy wzrost o zł/mw). Wytwórcy zapowiadają iż po przeniesieniu tego obowiązku na dystrybutorów nie obniżą ceny energii elektrycznej. 2. Uprawnienia do emisji CO 2 : wzrost o 15 zł/mwh w 2008 r.; 25 zł/mwh w 2012 r. Od 2013 r zależnie od ostatecznych zapisów dyrektywy zmieniającej dyr. 2003/87/WE: - albo skokowy wzrost do 104 zł/mwh; - albo w tempie 1,74%/rok do 48 zł/mwh w 2020 r. 3. Agresywna polityka cenowa skonsolidowanych pionowo grup energetycznych. Od r obserwujemy szereg działań mających na celu uzasadnienie drastycznych wzrostów cen energii elektrycznej: kształtowanie opinii publicznej poprzez nieustanne powtarzanie o ich nieuchronności; ustalenie referencyjnej ceny giełdowej na poziomie 200 zł/mwh przy 4% wolumenie obrotów; wzrost czasu postojów nieplanowanych w elektrowniach. 4. Nieefektywność polskiego sektora energetycznego niska sprawność wytwarzania, duże straty przesyłowe oraz energochłonność całego sektora energetycznego powodują iż 30% produkowanej energii sektor zużywa na własne potrzeby. Koszty z tym związane przenoszone są na odbiorców końcowych. 5. Prognozowany na 15% wzrost cen węgla który spowoduje 10% wzrost cen energii elektrycznej. Wpływ niedoboru uprawnieniami do emisji CO2 na cenę energii elektrycznej w latach Nazwa Przydział [ton] MWh BOT Górnictwo i Energetyka Elektrownia Kozienice Elektrownia Połaniec Elektrownia Rybnik Elektrownia Skawina Elektrownia Stalowa Wola Południowy Koncern Energetyczny ZE Dolna Odra Elektrownia Ostrołęka ZE PAK

6 ELEKTROWNIE SYSTEMOWE ELEKTROCIEPŁOWNIE ZAWODOWE ELEKTROCIEPŁOWNIE PRZEMYSŁOWE ELEKTROCIEPŁOWNIE RAZEM ELEKTROWNIE I ELEKTROCIEPŁOWNIE ZUŻYCIE EE PLANOWANE W 2008 r MWh ZUŻYCIE ODBIORCÓW KOŃCOWYCH W 2008 r MWh NIEDOBÓR ENERGII W 2008 r MWh NIEDOBÓR UPRAWNIEŃ W 2008 r ton CO 2 DODATKOWY KOSZT W 2008 r zł DODATKOWY KOSZT JEDNOSTKOWY W 2008 r 13,56 zł/mwh Wpływ uprawnień do emisji CO2 na wzrost jednostkowej ceny EE do 2020 r w [zł/mwh]. 104,2 104,2 104,2 104,2 104,2 104,2 104,2 104,2 13,6 15,8 13,6 15,8 17,9 17,9 24,9 21,5 24,9 21,5 28,2 31,3 34,3 37,2 40,0 42,7 45,2 47, koszt uprawnień [zł/mwh] - przydział do 2020 r koszt uprawnień [zł/mwh] - aukcje od 2013 r Wolumen obrotów na TGE i POEE oscyluje w granicach od 100 do 400 [MW] średnio 200 [MW] co stanowi około 4% krajowego obrotu energią elektryczną. TGE wyznacza jednak cenę referencyjną która może obowiązywać np. W 2009 r.

7 Wzrost czasu postojów nieplanowanych w źródłach o różnych mocach w styczniu 2008 r Postoje JWCD planowane i nieplanowane w styczniu 2008 r. 20% ,85% % ,72% 12,23% 12,16% % 6,95% ,77% ,72% 7,66% 5% MW 120 MW 200 MW 360 i 500 MW RAZEM Postoje planowane [godz] Postoje nieplanowane [godz] Postoje planowane w [%] Postoje nieplanowane w [%] 0%

8 Max moc dyspozycyjna wymagana przez OSP z uwagi na bezpieczeństwo KSE w 2007 r wyniosła [MW]. W 2007 r odnotowano spadek rezerw mocy, wzrost zapotrzebowania na moc oraz systematyczny [TWh] ,0% 9,8% 9,2% 8,7% 8,5% 243 8,3% 280 [%] 10,0% 8,0% ,0% 4,0% 2,0% ,0% Zapotrzebowanie brutto Odbiorcy Końcowi Potrzeby własne elektrowni i zużycie w sektorze Straty przesyłu i dystrybucji % wzrost remontów awaryjnych i pracy w przeciążeniu. Obecnie około 30% wyprodukowanej energii elektrycznej sektor pochłania na potrzeby własne elektrowni, zużycie własne sektora oraz straty w przesyle i dystrybucji.

9 Polska Polityka Energetyczna zakłada do 2030 r ograniczenie strat przesyłowych do 6,8%, 11,8% 8,7% 5,3% 4,3% 3,9% 3,9% 3,6% 2,8% Polska Czechy Belgia Austria Niemcy Włochy Finlandia Francja zmniejszenie zużycia energii przez sektor energii z 12,7 do 9,5%, co pozwoli ograniczyć ilość energii na potrzeby sektora z 32% do 25%. Poziom strat w przesyle i dystrybucji POLSKA na tle innych krajów. Sprawność wytwarzania w elektrowniach cieplnych POLSKA w UE.

10 prognoza z 2007 r zmiana akcyzy węgiel emisje-przydział emisje-aukcje Prognoza cen energii elektrycznej czarnej do 2025 r wpływ omówionych czynników. III. Przewidywany wzrost cen energii elektrycznej spowodowany wzrostem kosztów energii czerwonej i żółtej. Obecny kształt systemowi wspierania energetyki skojarzonej nadała Ustawa o zmianie ustawy - Prawo energetyczne, ustawy - Prawo ochrony środowiska oraz ustawy o systemie oceny zgodności z 12 stycznia 2007 r. Wprowadziła ona nowy obowiązek zakupu świadectw pochodzenia dla energii skojarzonej pochodzącej ze źródeł gazowych i źródeł o mocy do 1 MW oraz ustanowiła opłaty zastępcze wynoszące odpowiednio: 15% 110% ceny energii konwencjonalnej dla źródeł gazowych i o mocy do 1 MW, oraz 15% 40% ceny energii konwencjonalnej dla pozostałych źródeł. Na podkreślenie zasługuje fakt iż już w 2006 r podatek na energetykę skojarzoną przyczynił się w sposób znaczący do wzrostu kosztów energii elektrycznej. do 1 MW i gazowe kogeneracja tradycyjna ,80% 16,50% ,70% 19,00% ,90% 20,60% ,10% 21,30% ,30% 22,20% ,50% 23,20%

11 27,8 28,5 29,3 29,9 30,8 31,4 32,0 32,5 33,0 33,5 34,0 34,4 35,0 35,4 25,8 23,9 22,1 6,2 6,2 6,8 7,3 7,9 8,5 8,7 8,9 9,1 9,4 9,6 9,8 9,9 10,1 10,2 10,4 10,5 10,7 10,8 3,3 3, czerwona + żółta max [zł/mwh] czerwona + żółta min [zł/mwh] Wpływ podatku od energii skojarzonej na ceny energii elektrycznej do 2025 r. IV. Przewidywany wzrost cen energii elektrycznej spowodowany wzrostem kosztów związanych z podatkiem od energii odnawialnej. Przewidywany do 2020 r systematyczny wzrost wolumenu obowiązkowego zakupu praw majątkowych do świadectw pochodzenia do energii produkowanej w źródłach odnawialnych oraz roczna indeksacja opłaty zastępczej, która przy popycie przekraczającym podaż jest głównym czynnikiem kształtującym jej cenę powodują systematyczny, nieograniczony czasowo coroczny wzrost kosztów energii elektrycznej spowodowany wzrostem kosztów energii odnawialnej. Zapisy projektu dyrektywy w sprawie promocji odnawialnych źródeł energii określają następujące krajowe cele dot. OZE: udział OZE w 2005 r + 5,5% (50% różnicy dla średniej UE: pułap 2020 udział 2005) + % wynikający z PKB/mieszk (Polska 15%); 10% udział biopaliw w transporcie; nie uwzględniono potencjału OZE (argument KE zwiększyłoby to obciążenia krajów biedniejszych). rok % poboru % poboru rok % poboru ,1 5, , , ,7 8, , ,4 10, , ,4 10, , ,4 10,

12 ,4 10, ,4 11,4 Wpływ podatku od energii odnawialnej na ceny energii elektrycznej do 2025 r. Koszty energii zielonej w [zł/mwh] 39,7 42,1 44,8 45,5 46,1 46,8 47,5 48,2 26,8 27,2 27,6 29,3 31,1 33,0 34,9 36,8 22,0 17,5 12,5 7, V. Przewidywane ceny energii do 2025 r ,3 15,7 23,7 34,2 40,0 41,5 43,1 45,2 47,5 49,6 52,0 54,3 57,6 60,2 63,2 64,1 65,1 66,1 67,1 68, cena EE czarnej [zł/mwh] Cena kolorów w [zł/mwh] cena EE czarnej z kolorami

13 Przewidywane ceny energii czarnej i udział kolorowych certyfikatów do 2025 r. Ceny energii elektrycznej decydują o kondycji całej polskiej gospodarki. Dynamiczny jej rozwój w latach ubiegłych spowodowany był między innymi ich stabilnym poziomem. Przyciągało to zagranicznych inwestorów a rodzimym przedsiębiorstwom stwarzało korzystne warunki do prowadzenia działalności gospodarczej. Najlepszym sposobem na kształtowanie cen jest rynek i gra podaży i popytu. Polski rynek energii elektrycznej zdominowały jednak monopolistyczne struktury skonsolidowanych pionowo przedsiębiorstw energetycznych. W tej sytuacji energetyka jest w stanie dyktować odbiorcom ceny na dowolnym poziomie a szczególnego znaczenia nabiera praca urzędów państwowych powołanych do ochrony konsumentów i przeciwdziałania wykorzystywaniu siły rynkowej i praktykom monopolistycznym - UOKiK i URE.