TARYFY I ZASADY TARYFIKACJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ASPEKCIE FUNKCJONOWANIA ZASADY TPA (cz. I)

Transkrypt

1 Krzysztof Majka Politechnika Lubelska TARYFY I ZASAY TARYFIKAJI ENERGII ELEKTRYZNEJ W ASPEKIE FUNKJONOWANIA ZASAY TPA (cz. I) Zasada TPA Możliwość wyboru dostawcy przez odbiorcę energii elektrycznej na zasadzie TPA (ang. Third Party Access) polega jak wiadomo na tym, że uprawniony odbiorca O, zamiast płacić za energię elektryczną przedsiębiorstwu dystrybucyjnemu stawki podane w jego taryfie, płaci: dostawcy (wytwórcy lub innemu przedsiębiorstwu mającemu koncesję na obrót energią elektryczną) za energię elektryczną po E /(MW h), przy czym cena ta może być różnicowana w strefach czasowych i sezonach roku (lato zima), spółce dystrybucyjnej za usługę przesyłu energii elektrycznej opłatę P, składającą się na ogół z rocznej opłaty stałej w /(MW a), zależnej od mocy umownej P um, oraz opłaty zmiennej P zm w /(MW h). Jeśli uwzględni się naliczaną miesięcznie opłatę onamentową, to średni jednostkowy koszt energii kupowanej przez odbiorcę na zasadzie TPA będzie wynosić: ( E + P ) + P Pum + P P zm st st um K odb = = E + P + +, () zm gdzie A r jest rocznym zużyciem energii w MW h. Odbiorca dokonuje kalkulacji opłacalności, porównując należności z tytułu pobranej energii i opłat onamentowych u dotychczasowego dostawcy (spółki dystrybucyjnej ) i wybranego przez siebie dostawcy, przy założeniu, że opłaty przesyłowe na rzecz nie ulegną, bądź jak dotychczas mogą ulec zmianie. o czasu wprowadzenia do stosowania taryf skalkulowanych w myśl nowego rozporządzenia taryfowego [8], tj. do końca czerwca 00 r., korzystanie z zasady TPA było opłacalne dla uprawnionego odbiorcy wtedy, gdy średni jednostkowy koszt zakupu energii elektrycznej u wybranego dostawcy był niższy od średniego jednostkowego zakupu energii elektrycznej w swej macierzystej spółce dystrybucyjnej, co przy A r = const i P um = const opisuje wyrażenie: P um P Pum Pst st E + P + + < E + zm P + +, () zm w którym indeksy w opłatach przesyłowych na rzecz spółki dystrybucyjnej odnoszą się do opłat przesyłowych stosowanych przy zakupie energii u dostawcy, a indeksy odnoszą się do opłat przesyłowych stosowanych dla energii kupowanej w spółce dystrybucyjnej ; pozostałe oznaczenia są analogiczne jak we wzorze (). Od lipca 00 r., gdy zmianie dostawcy nie będą towarzyszyć zmiany stawek opłat za usługi przesyłowe, skorzystanie przez odbiorcę z zasady TPA będzie opłacalne wtedy, gdy przy A r = const i P um = const suma średniej ceny jednostkowej energii elektrycznej i przypadającej na jednostkę energii części rocznej opłaty onamentowej przy zakupie u wybranego dostawcy będzie niższa niż przy zakupie w spółce dystrybucyjnej : E + < E +. () Ażeby jednak wyrażenia () i () zawsze były prawdziwe, niezbędne jest prawne stwierdzenie, że ceny i opłaty podane w taryfach spółek przesyłowych i dystrybucyjnych (przedsiębiorstw regulowanych) nie mogą być przedmiotem negocjacji. Zgodnie z rozporządzeniem Ministra Gospodarki [5], do końca 00 r. uprawnionymi do korzystania z usług przesyłowych będą tylko odbiorcy zużywający rocznie więcej niż 40 GW h energii elektrycznej, ale od stycznia 00 r. próg rocznego zużycia ulegnie obniżeniu do 0 GW h (następnie od stycznia 004 r. do GW h, a od 5 grudnia 005 r. uprawnionymi staną się wszyscy odbiorcy, niezależnie od ilości zużywanej energii). Praktycznie oznacza to, że do końca 00 r. z prawa tego będą mogli korzystać przede wszystkim odbiorcy kupujący energię na WN (zużywają oni średnio po 0 GW h dane z 999 r.), jak również niektóre podmioty o wielu punktach odbioru na SN (odbiorcy na SN zużywają średnio, na punkt odbioru, po, GW h dane z 999 r.). Z tego względu dalsze analizy cen i stawek taryfowych zostaną ograniczone przede wszystkim do odbiorców grupy taryfowej A (odbiorców na WN). Taryfy spółek dystrybucyjnych (stan w dniu 5 grudnia 000 r.) Wprawdzie wszystkie obowiązujące dotychczas taryfy na energię elektryczną ulegną zmianie z dniem lipca 00 r., ale interesujące wydaje się być porównanie cen i opłat zawartych w taryfach kalkulowanych na podstawie rozporządzenia taryfowego Ministra Gospodarki z dnia grudnia 998 r. [6] lub pod jego wpływem. Nowe rozporządzenie taryfowe [8] ogranicza, jak można sądzić, różnorodność rozwiązań szczegółowych stosowanych przez poszczególne przedsiębiorstwa zajmujące się przesyłaniem i/lub obrotem energią elektryczną, ale dopiero przysość pokaże, na ile uporządkuje ono taryfikację energii elektrycznej. Przedstawionego niżej porównania dokonano dla stanu w dniu 5 grudnia 000 r., czyli przed rozpoczęciem ostatniej kampanii wprowadzania zmian w taryfach przedsiębiorstw przesyłowych i dystrybucyjnych. harakterystykę cen i stawek opłat w taryfach spółek dystrybucyjnych podano w t.. Taryfę A (t. ) oferowało spółek dystrybucyjnych, taryfę A (t. ) 4 spółki dystrybucyjne, a taryfę A (t. ) spółek dystrybucyjnych. p st IRE Publikacje i opracowania. 00. Strona z 9

2 Tela harakterystyka cen energii elektrycznej i stawek opłat za usługę przesyłową w taryfach A spółek dystrybucyjnych (stan w dniu 5 grudnia 000 r.) na podstawie [] Nazwa spółki dystrybucyjnej ena energii czynnej całodobowej, /(MW h) Opłata za usługę przesyłową stała, miesięczna, /MW zmienna, /(MW h) Miesięczna opłata onamentowa, Będziński ZE 49,8 480,40,8 0,44 ZE zęstochowa 9,6 5,7,7 465,50 Elbląskie ZE 08, ,00 0,56,6 ENERGA Gdańska Kompania Energetyczna 59, ,00 58,00 0,4 ZE Jelenia Góra 56,5 4 58,40 9,5 76,90 Energetyka Kaliska 70,87 960,00,44 46, ZE Koszalin 68, 4,00 8,9 86,49 8,76 477,00 8,04 00,80 Lubelskie ZE 0, 0 9,8,77 6,9 ZE w Olsztynie 75, ,00 4,90,00 ZE Płock 80, 8 780,00 9,84,57 Energetyka Poznańska 7,08 06,6 0,6 48,56 Rzeszowski ZE 6, ,7 5,8 0,40 ZEORK w Skarżysku-Kamiennej (lato/zima) 8,99 / 54,6 6,0 54,0 / 60,0 647,57 Energetyka Szczecińska 55, ,00 8,5 58,90 ZE Toruń 50,9 0 50,00 60,46 4,64 ZE Wałbrzych 5,8 90,4 4,40 4,50 STOEN, Stołeczny ZE 8,0 5 90,00 67,88 76,69 ZE Warszawa-Teren 54, ,00 0, 94,00 ZE Wrocław 05, ,0 7,4 07,40 Zamojska Korporacja Energetyczna 90, ,00 6,67 00,00 Wartość największa i spółka dystrybucyjna, w której występuje 9,6 ZE zęstochowa 06,6 Energetyka Poznańska 67,78 STOEN (Stołeczny ZE) 00,80 Wartość najmniejsza i spółka dystrybucyjna, w której występuje 8,0 STOEN (Stołeczny ZE) 90,4 ZE Wałbrzych 9,5 ZE Jelenia Góra,57 ZE Płock Wartość największa / wartość najmniejsza,86,07 7, 68 Wartość średnia dla rozpatrywanych spółek 7, ,5 0,66 9,46 la odbiorców korzystających wyłącznie z usług przesyłowych i dla odbiorców korzystających z usług przesyłowych, a przyłączonych do sieci innych przedsiębiorstw dystrybucyjnych, stosowane są inne stawki opłat i ceny. W taryfie podano tę stawkę dla strefy, co jest oczywistą pomyłką. Bez ZEORK Skarżysko-Kamienna. Tela harakterystyka cen energii elektrycznej i stawek opłat za usługę przesyłową w taryfach A spółek dystrybucyjnych (stan w dniu 5 grudnia 000 r.) na podstawie [] Nazwa spółki dystrybucyjnej ena energii czynnej, /(MW h) poza stała, miesięczna, /MW Opłata za usługę przesyłową zmienna, /(MW h) poza Miesięczna opłata onamentowa, Będziński ZE 4,44 5,0 480,40,8 0,44 ZE zęstochowa 60,7 69,4 5,7,7 64,00 Elbląskie ZE 5,55 65, ,00,87 0,48,6 ENERGA Gdańska Kompania Energetyczna 50,60 47, ,00 67,50 55,40 0,4 Górnośląski ZE,0 9, 5 0,00 4,0 7,86 ZE Jelenia Góra 9,6 6, ,40 9,5 76,90 Energetyka Kaliska 05,8 4,6 960,00,44 46, IRE Publikacje i opracowania. 00. Strona z 9

3 Tela (cd.) ZE Koszalin 8,68 4,70 4,00 9,49 8,0 84,69,65 89, 477,00 8,04 00,80 Lubelskie ZE,7 67,85 0 9,8,87 7,0 6,9 ZE w Olsztynie 40,9 45, ,00 58,48 4,40,00 ZE Opole 09,8 7,49 540,00 5,8,59 ZE Płock 9,8 60, ,00 48,48 6,,57 Energetyka Poznańska 8,04 7,9 06,6 0,6 48,56 Rzeszowski ZE 5,9,7 7 90,7 86,8 5, 9,8 ZEORK w Skarżysku-Kamiennej 08,98,80 6,0 6,0 4,4 7, Energetyka Szczecińska 88,5 9, ,00 8,5 58,90 ZE Tarnów 9,64 0,97 5 0,00 44, 04,08 6,00 ZE Toruń 44,05,4 0 50,00 60,46 4,64 ZE Wałbrzych 06,7 9,57 90,4 4,40 4,50 STOEN, Stołeczny ZE 89,7 97, ,00 70,97 76,69 ZE Warszawa-Teren,78 5, ,00 0, 94,00 ZE Wrocław 7, 0, ,0 7,4 07,40 Zamojska Korporacja Energetyczna Wartość największa i spółka dystrybucyjna, w której występuje Wartość najmniejsza i spółka dystrybucyjna, w której występuje Wartość największa / wartość najmniejsza Wartość średnia dla rozpatrywanych spółek 9,5 9, ,00 8, 8,5 00,00,65 8,04 Energetyka Poznańska eny i opłaty dotyczą tylko energii na napięciu. 89, 97,5 STOEN (Stołeczny ZE) 06,6 Energetyka Poznańska 90,4 ZE Wałbrzych 44, ZE Tarnów 9,5 ZE Jelenia Góra 04,08 ZE Tranów 9,5 ZE Jelenia Góra 00,80,57 ZE Płock,76,94,07 5, 0,9 68 8,54 9,0 5 59,0 40,4,75 7,56 Tela harakterystyka cen energii elektrycznej i stawek opłat za usługę przesyłową w taryfach A spółek dystrybucyjnych w układzie lato/zima (stan w dniu 5 grudnia 000 r.) na podstawie [] Wyszczególnienie przedpołudniowej ena energii czynnej, /(MW h) popołudniowej w pozostałych godzinach doby stała, miesięczna, /MW Opłata za usługę przesyłową przedpołudniowej zmienna, /(MW h) popołudniowej w pozostałych godzinach doby Będziński ZE 4,00 Będziński ZE 4,00 0,75 / 40,48 6,86 0,40 / 04,50 0,87 480,40 480,40 Opłata onamentowa, ZE Białystok,4 0,4 / 5,74 9,88 / 08, ,00 4,0,79 / 8,4 0,66 /, 64, Beskidzka Energetyka 89,9890/ /8,694 60,08/ /,766 00,757/ /96,7878,8,8 0,44 0,44 846,70 7,98 00,00 ZE Bydgoszcz 64,8 / 6,87 8,4 /,94 9,5 / 08, ,00 54,4 / 55, 7,85 / 86,9 6, / 0,8 8,06 ZE zęstochowa, / 0,90 00,8 / 5,60 0,4 / 0,66 0,40,4 755,5 Elbląskie ZE 05,04 86,59 7, ,00 9,89 5,70 7,7,6 ENERGA Gdańska Kompania Energetyczna 8,99 / 9,8 46,56 / 0,6 0,76 / 98, ,00 7,9 / 6,0 9,0 / 9,4 5,08 /,8 0,4 Górnośląski ZE 99,0 70,8 / 88,05 08,04 / 09, ,00 8,6 7,86 ZE Gorzów 98,5 / 96,9 58,96 / 88,5, / 7, ,6 0,69 59,40 ZE Jelenia Góra 89,4 / 88,4 48,69 / 9,94 0,56 /,96 458,40 9,5 76,90 Energetyka Kaliska 74,9 / 74,80,00 / 70,5 0,4 / 04,0 070,00 66,04 5,55,57 46, ZE Koszalin 9,8 / 0,6 55,74 / 0,85 06,80 / 0,5 4,00 7,76 / 8,77 8,7 / 0,7 6,58 / 7,0 84,69 IRE Publikacje i opracowania. 00. Strona z 9

4 Tela (cd.) ZE Kraków 84,4 59,5 / 7,9,48 / 5,0 550,00 4,0 6,0 90,9 / 9,7 48,0 / 84,78 05,0 / 06,65 477,00 8,04 00,80 Lubelskie ZE 04, 67,6 / 0,6,77 / 5,99 0 9,8 6,5 9,4 6,6 6,9 Łódzki ZE,60 / 05,67 7, / 9,70 7,50 / 0,99 06,07 9,6 56, ZE Łódź Teren,50 /,97 7,00 / 5,47 05,66 / 08, ,00 9, / 0,94 6, / 6,9 4,5 / 6, 8,7 ZE w Olsztynie 09,4 96,4 /, 07,75 / 0, ,00 66,8 9,8 / 0,99 9,5 / 6,9,00 ZE Opole 06,7 9,97 / 8,90 97,76 / 00,8 540,00 5,8,59 ZE Płock 68,74 / 75,84 9,67 / 57,85,90 /, ,00 7,60 / 0,9 6,4 /,9 5,94 / 8,06,57 Energetyka Poznańska Rzeszowski ZE 05,58 / 0,0 Rzeszowski ZE 07,84 ZEORK w Skarżysku-Kamiennej 74,8 / 69,79 9,70 / 47,0 99,50 /0,7 06,6 0,6 48,56 84,9 /,99 4,96 0,6 / 05,6 04, ,7 7 90,7 44,8 / 4,7 44,9 6, / 69,48 66,6,8,97,9 04,99 04,99 6,00 09,08 / 48,96 0,70 / 05,8 6,0 7,05 4,6 / 48,7 9,6 / 0,5 744,70 Energetyka Szczecińska 65,0,0 /,4 99,4 / 0,0 90,00 8,5 58,90 ZE Tarnów, ZE Tarnów, NN 98,7 97,69 75,5 / 09,78 74,85 / 09,0 99, / 0,85 98,89 / 0,60 5 0,00 400,00 6,96 / 40,8 5,8 / 9,4 49,0 / 59,59 47,8 / 57,4,67 / 4, 0,74 /, ZE Toruń,8 / 8, 78,9 / 07,00 8,5 / 84, ,00 60,46 4,64 ZE Wałbrzych,9 / 09,9 0,0 / 6,7 00,77 / 0,74 90,4 4,40 4,50 STOEN, Stołeczny ZE 76,89 66,6 79, ,00 8,88 76,69 ZE Warszawa-Teren 95,5 / 09,54 98,4 / 0,08 9,85 / 00, ,00 9,47 / 0,89 94,00 ZE Wrocław 0,4 / 84,6 6,9 / 48,8 9,46 / 6, ,0 7,4 07,40 Zamojska Korporacja Energetyczna Wartość największa i spółka dystrybucyjna, w której występuje Wartość najmniejsza i spółka dystrybucyjna, w której występuje Wartość największa/ /wartość najmniejsza 54,00 54,00 88,4 48,8 / 66, 04,98 / 07, ,00 9, 60,48 / 66,5,85 /,8 00,00,50 /,97 ZE Łódź-Teren,8 / 8, ZE Toruń 6,86 / 5,74 ZE Będzin/ /ZE Białystok 78,9 / 07,00 ZE Toruń 7,9 / 0,99 Elbląskie ZE/ /Łódzki ZE 79,96 / 79,96 STOEN (Stołeczny ZE) 5 460,00 ZE Białystok 90,4 ZE Wałbrzych 66,8 / 66,8 ZE w Olsztynie 9,5 / 9,5 ZE Jelenia Góra 5,55 / 5,55 Energetyka Kaliska 60,46 / 60,46 ZE Toruń 00,80 9,5 / 9,5 9,5 / 9,5,57 ZE Jelenia Góra ZE Jelenia Góra ZE Płock,67 /,6,8 /,70,60 /,64,07 6,96 / 6,96 5,90 / 5,90 6,4 / 6,4 68 Wartość średnia 95,04 / 96,6 69,4 / 97,5 04,44 / 07,4 5 66,8 0,69/, 8,58/40,0,5/,97,80 Ze zróżnicowaniem cen i stawek opłat między latem a zimą. Bez zróżnicowania cen i stawek opłat między latem a zimą. la odbiorców korzystających wyłącznie z usług przesyłowych i dla odbiorców korzystających z usług przesyłowych, a przyłączonych do sieci innych przedsiębiorstw dystrybucyjnych, stosowane są inne stawki opłat i ceny. Jeśli różnice w cenie energii czynnej można by uzasadnić różnymi strukturami zakupu energii elektrycznej przez spółki (część jako Minimalną Ilość Energii w PSE SA [0], część z tzw. generacji wymuszonej w PSE SA, a resztę z zakupów od innych wytwórców, najczęściej na rynku lokalnym), to ponad -krotne różnice miesięcznej stawki stałej opłaty za usługę przesyłową, a szczególnie już 68-krotne różnice miesięcznej opłaty onamentowej budzą co najmniej zdziwienie. Stawki miesięczne opłat onamentowych za odczytywanie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i wystawianie rachunków miano kalkulować na podstawie uzasadnionych kosztów świadczenia tych usług [6] i w skalkulowano je na 00,80, a w ZE Płock na,57. Winą za różnice w opłatach przesyłowych można by w jakimś stopniu obarczyć rozporządzenie [6], opisujące dziesiątki przeróżnych szczególików, ale nie stwierdzające w żadnym zapisie, że te opłaty kalkuluje się z uwzględnieniem lub bez uwzględnienia kosztów zakupionych usług przesyłowych od innych operatorów. Przy studiowaniu taryf spółek dystrybucyjnych nasuwa się jeszcze inna refleksja: jeśli rozliczeń ilościowych zużycia energii jak można sądzić dokonuje się z zaokrągleniem do pełnej liczby kilowatogodzin lub do tysięcznej części megawatogodziny, to jak można podawać cenę MW h energii czynnej z dokładnością do /00 otego, co występuje w taryfach wszystkich spółek dystrybucyjnych. Osiągnięciem na miarę rekordu są ceny w taryfie A stosowanej w Beskidzkiej Energetyce: np.,766 /(MW h), oznaczające 0,766 /(kw h). Jeśli w Polsce monetą zdawkową jest grosz, to cena nie może stanowić jego części. Być może chodzi tu o jakąś niechęć do zaokrągleń, na których raz się nieco traci, a innym razem nieco zyskuje, ale z tym problemem inni jakoś radzą sobie w handlu. Mała pociecha z tego, że taryfy zatwierdzane przez Ministra Finansów (do 998 r.) też cechowała podobna precyzja. Tej precyzji nie uzasadnia naliczanie %-owego VAT-u, bo beskidzka cena brutto,766 /(MW h) po podzieleniu przez, daje cenę netto 7,966 /(MW h) lub 0,7966 /(kw h). Podobnie jedna z lubelskich cen brutto z 000 r., wynosząca 0,0885 /(kw h), po podzieleniu przez, daje cenę netto 0, /(kw h). Nie może też być to wynikiem dopuszczalnego wzrostu cen nie więcej niż o % dla indywidualnych odbiorców w lokalach [6], bo zapis ten dotyczył tylko pierwszych taryf opracowywanych na podstawie tego rozporządzenia. IRE Publikacje i opracowania. 00. Strona 4 z 9

5 Koszty zakupu energii elektrycznej w spółkach dystrybucyjnych Bardzo duże i jak się wydaje niezbyt uzasadnione zróżnicowanie cen i stawek opłat w taryfach spółek dystrybucyjnych (t. -) nie jest samo w sobie punktem odniesienia dla odbiorcy uprawnionego do korzystania z usług przesyłowych. Z punktu widzenia opłacalności korzystania z zasady TPA ważny jest obliczany ze wzoru () średni jednostkowy koszt zakupu energii elektrycznej, ponoszony przez odbiorców uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych. Wyniki zbiorcze przykładowych obliczeń średniego kosztu zakupu dla odbiorcy kupującego rocznie A r = 50 GW h energii elektrycznej przy rocznym czasie wykorzystania mocy wynoszącym 6000 h, mocy rocznej Prs = 8, MW, mocy umownej Pum =, 5Prs = =,5 MW (dwa ciągi zasilania ze 00%-owym rezerwowaniem), strukturze zużycia energii w taryfie -strefowej w szczycie 0%, poza szczytem 70%, strukturze zużycia energii w taryfie -strefowej w szczycie przedpołudniowym 0%, w szczycie popołudniowym 5%, w pozostałych godzinach 65%, oraz zużywającego latem 45%, a zimą 55% rocznego zapotrzebowania energii, przedstawiono w t. 4, a strukturę tego kosztu średniego w t. 5. Tela 4 Wyniki obliczeń średniego jednostkowego kosztu zakupu przez odbiorcę uprawnionego energii elektrycznej w spółkach dystrybucyjnych w taryfach A, A i A, wg stanu w dniu 5 grudnia 000 r. (charakterystyka odbiorcy jest podana w tekście) Nazwa spółki dystrybucyjnej Średni jednostkowy koszt zakupu energii elektrycznej, /MW h w taryfie A w taryfie A w taryfie A Będziński ZE 69,0 84, 78,55 ZE Białystok - - 0,76 Beskidzka Energetyka ,0 ZE Bydgoszcz ,7 ZE zęstochowa 6,5 9,75 98,08 Elbląskie ZE 46,,77 00,89 ENERGA Gdańska Kompania Energetyczna 9,89 60,55 97,8 Górnośląski ZE - 0,05 96,96 ZE Gorzów ,8 ZE Jelenia Góra 79,7 76,7 74,55 Energetyka Kaliska 09,0 0,04 87,4 ZE Koszalin 90,8 87, 74,8 ZE Kraków - - 8,7 57,95 68, 86,80 Lubelskie ZE 54,77 6,7 7,48 Łódzki ZE - - 9,89 ZE Łódź-Teren , Ze w Olsztynie 4, 0,98,76 ZE Opole - 05,06 98,8 ZE Płock 6,9 59,0 89,7 Energetyka Poznańska 90,77 9,5 90,5 Rzeszowski ZE 6, 4,6,4 ZEORK w Skarżysku-Kamiennej 6,0 70,48 05,55 Energetyka Szczecińska 04,90 0,59 70,46 ZE Tarnów - 80,66 89,46 ZE Toruń 4,46 56,48 0,7 ZE Wałbrzych 69,55 69,78 74,8 STOEN (Stołeczny ZE) 0,69 9,98 90,8 ZE Warszawa-Teren 9,57 84,67 87,56 ZE Wrocław 5,07 79,90 86,56 Zamojska Korporacja Energetyczna,96 0, 94,44 Największa wartość i spółka, w której występuje Najmniejsza wartość i spółka, w której występuje Wartość największa / wartość najmniejsza 6,5 ZE zęstochowa 69,0 Będziński ZE 80,66 ZE Tarnów 69,78 ZE Wałbrzych,76 ZE w Olsztynie 70,46 Energetyka Szczecińska,55,65,7 Wartość średnia 9,55 7,8 9,96 Przypisy do teli są na str. 6 IRE Publikacje i opracowania. 00. Strona 5 z 9

6 Przypisy do t. 4: Średnio, przy założeniu, że połowa energii jest zużywana w taryfie ze zróżnicowaniem cen i stawek opłat między latem a zimą, po 78,4 /MW h, a połowa bez takiego zróżnicowania, po 79,0 /MW h. Średnio, przy założeniu, że połowa energii jest zużywana w taryfie ze zróżnicowaniem cen i stawek opłat między latem a zimą, po,6 /MW h, a połowa bez takiego zróżnicowania, po,59 /MW h. Średnio, przy założeniu, że połowa energii jest zużywana na napięciu, po 95,89 /MW h, a połowa na NN, po 8,0 /MW h. Tela 5 Struktura średniego jednostkowego kosztu zakupu przez odbiorcę uprawnionego energii elektrycznej w spółkach dystrybucyjnych, w grupach taryfowych A, A i A, wg stanu w dniu 5 grudnia 000 r. (charakterystyka odbiorcy jest podana w tekście) Wyszczególnienie Taryfa A Taryfa A Taryfa A /(MW h) % /(MW h) % /(MW h) % Średnia płatność za energię czynną 70,64 77,7 65,89 76,6 50,45 77,57 Średnia płatność z tytułu opłaty przesyłowej stałej Średnia płatność z tytułu opłaty przesyłowej zmiennej Średnia płatność z tytułu opłaty onamentowej 6,90 7,70 6,78 7,70 5,78 8,4,94 4,55 5,08 6, 7,67 4,6 0,07 0,0 0,07 0,0 0,06 0,0 Średni koszt zakupu ogółem 9,55 00,00 7,8 00,00 9,96 00,00 la odbiorcy o opisanej wyżej charakterystyce zapotrzebowania mocy i energii elektrycznej najkorzystniejszą były taryfa A, w której średni dla wszystkich spółek dystrybucyjnych koszt zakupu stanowi około 89% średniego kosztu zakupu w taryfie A i około 88% średniego kosztu zakupu w taryfie A. Taryfy innych dostawców energii elektrycznej eny energii i stawki opłaty przesyłowej w taryfie PSE SA [0] przedstawiono w t. 6. Składnik stały grupowej opłaty przesyłowej naliczany jest tu na jednostkę mocy przyłączeniowej odbiorcy we wszystkich miejscach dostarczania energii. eny energii elektrycznej i stawki grupowej opłaty przesyłowej dla Końcowych Odbiorców Krajowych w taryfie PSE SA w układzie lato/zima (stan w dniu 5 grudnia 000 r.) wg [0] Tela 6 Wyszczególnienie przedpołudniowej ena energii elektrycznej czynnej, /(MW h) popołudniowej w pozostałych godzinach doby Stawka opłaty przesyłowej składnik stały, płatny miesięcznie, /MW składnik zmienny ogółem, /(MW h) Miesięczna opłata onamentowa na jeden punkt poboru energii, Minimalna Ilość Energii (MIE) 06,0 9,5 / 7,6 97,99 / 00,4 4 5,5 7,8 59,0 Gdyby przyjąć, że odbiorca o charakterystyce zapotrzebowania jak w t. 4 i 5 pobiera 45% Minimalnej Ilości Energii w lecie, a 55% tej ilości energii w zimie, to z porównania taryfy PSE SA z danymi z t. 4 i 5 wynika, że średnia cena energii elektrycznej (energii czynnej) w PSE SA, wynosząca 5,44 /(MW h), jest o około % niższa niż średnia cena w taryfie A spółek dystrybucyjnych, o około 8% niższa niż średnia cena w taryfie A spółek dystrybucyjnych i o około,5% wyższa od średniej ceny w taryfie A spółek dystrybucyjnych. Składnik zmienny opłaty przesyłowej w PSE SA 7,8 /(MW h) jest wyższy od średnich wartości tego składnika we wszystkich taryfach grupy taryfowej A spółek dystrybucyjnych, wynoszących od 7,67 /(MW h) w taryfie A do 5,08 /(MW h) w taryfie A. Wysokości stawek stałej opłaty przesyłowej nie można bezpośrednio porównywać ze względu na jej odniesienie w PSE SA do jednostki mocy przyłączeniowej, zapisanej np. w umowie o świadczenie usług przesyłowych, a w spółkach dystrybucyjnych do jednostki mocy umownej, która przy najwyższym stopniu niezawodności zasilania może nawet -krotnie przewyższać moc szczytową. Można więc sądzić, że odbiorcom uprawnionym do korzystania z usług przesyłowych mógłby opłacać się zakup energii bezpośrednio od PSE SA z puli Minimalnej Ilości Energii, ale trzeba mieć na uwadze, że oprócz płatności za energię i usługi przesyłowe będą oni musieli wnieść dość wysoką opłatę za przyłączenie do sieci przesyłowej lub modernizację istniejącego przyłącza. Odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych powinni natomiast zainteresować się ofertami przedsiębiorstw mających koncesję na obrót energią elektryczną (t. 7-8) i ofertami wybranych wytwórców energii elektrycznej (t. 9). Oferty elektrociepłowni zostały w t. 9 pominięte z uwagi na obowiązek zakupu całej oferowanej energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z ciepłem przy sprawności łącznej co najmniej 65% przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją, a także obrotem tą energią, zapisany w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 5 grudnia 000 r. [7], aktualny od stycznia 00 r. W t. 7-8 nie uwzględniono ofert przedsiębiorstw mających koncesje na obrót energią elektryczną o innym niż - lub -strefowe zróżnicowaniu cen. IRE Publikacje i opracowania. 00. Strona 6 z 9

7 Taryfę dwustrefową oferuje Obrót Gliwice GZE Sp. z o.o.: po,0 /(MW h) w godzinach szczytowych i po 9, /(MW h) w godzinach pozaszczytowych, średnio po 6,7 /(MW h) przy zużyciu 0% energii w godzinach szczytowych, z miesięczną opłatą onamentową w wysokości 7,86, Taryfę godzinową oferuje ELNOR SA w Gdańsku: od,40 /(MW h) o godz. :00 i 4:00 do 99,45 /(MW h) o godz. 8:00, średnio przy poborze stałej mocy po 6,06 /(MW h), z opłatą onamentową jak w t. 7 i 8. Oferty elektrowni (t. 9) mogą zawierać nieścisłości spowodowane brakiem jednoznaczności zapisów w taryfach odnośnie tego, czy dotyczą bloków objętych kontraktami długoterminowymi zawieranymi przez PSE SA w latach (KT), jak też, czy z bloków objętych KT sprzedawane są nadwyżki mocy. Tela 7 harakterystyka ofert sprzedaży energii elektrycznej na wysokim napięciu, w układzie jednostrefowym, przedsiębiorstw mających koncesję na obrót energią elektryczną opracowana na podstawie [] Nazwa przedsiębiorstwa Napięcie ena energii elektrycznej czynnej, /(MW h) Miesięczna opłata onamentowa, APIS Warszawa Sp. z o.o.,9 47,4 YSEN Polska Kompania Energetyczna SA w Warszawie 49,07 9,08 47,84 4,76 ELEKTRIM VOLT SA w Warszawie WN 67,4 40,00 400,00 Elektrownia Bełchatów II Sp. z o.o. WN 47,86 66,00 ELNOR SA w Gdańsku WN 66,8 77,0 5, Energetyka Kaliska SA WN 78,95 brak informacji ENERGOTEX SA w Warszawie WN 60,6 5,00 J & S ENERGY SA w Warszawie WN 68,74 40,00 400,00 Obrót Gliwice GZE Sp. z o.o. WN 55,48 7,86 P Line Sp. z o.o. w Młyńcu II WN 60,77 9,5 Polskie Konsorcjum Handlu Energią SA w Warszawie WN 79, 57,58 PreussenElektra Polska Sp. z o.o. WN 44,4 0,00 PHU Eksport Import ZOMAR w hełmie 9,67 488,00 Obowiązuje odbiorców, którzy mają zawarte umowy o świadczenie usług przesyłowych z przedsiębiorstwem sieciowym. Obowiązuje odbiorców, którzy nie zawierają odrębnej umowy o świadczenie usług przesyłowych z przedsiębiorstwem sieciowym, a zawierają ją za pośrednictwem przedsiębiorstwa obrotu po cenach taryfowych właściwego Operatora Systemu. la odbiorców korzystających wyłącznie z usług przesyłowych na WN przewidziane są opłaty: miesięczna stała 960 /MW, zmienna 0,94 /(MW h). Tela 8 harakterystyka ofert sprzedaży energii elektrycznej na wysokim napięciu, w układzie trójstrefowym, przedsiębiorstw mających koncesję na obrót energią elektryczną opracowana na podstawie [] Nazwa przedsiębiorstwa Napięcie przedpołudniowej ena energii elektrycznej czynnej w układzie lato/zima, /(MW h) popołudniowej w pozostałych godzinach doby średnia Miesięczna opłata onamentowa, YSEN Polska Kompania Energetyczna 50,55 50,76 5,6 84,4 9,08 w Warszawie,,,5 6,9 4,76 ELNOR SA w Gdańsku WN 89,94 / 05,76 69,08 / 84,90 6,6 / 4,45 69,6 77,0 5, Energetyka Kaliska SA 4 WN 4,04 4,6 / 85,7 0,78 / 4,0 8,98 brak informacji Energo - Gaz Węglokoks Sp. z o.o. w Katowicach Obrót Gliwice GZE Sp. z o.o. POLSKA ENERGIA, Pierwsza Polska Kompania Handlowa SA w Katowicach WN 89,5 79,9 99,84 44,79 44,8 WN 99,0 99,0 79,5 70,8 / 88,05 99,84 08,04 / 09,57 5,48 5,8 7,86 WN,5 4,5 06,95 65,5 500,0 Średnia obliczona została przy zużyciu: 0% energii przedpołudniowej, 5% energii popołudniowej i 65% energii w pozostałych godzinach doby, z tego 45% w lecie, a 55% w zimie. Obowiązuje odbiorców, którzy mają zawarte umowy o świadczenie usług przesyłowych z przedsiębiorstwem sieciowym. Obowiązuje odbiorców, którzy nie zawierają odrębnej umowy o świadczenie usług przesyłowych z przedsiębiorstwem sieciowym, a zawierają ją za pośrednictwem przedsiębiorstwa obrotu po cenach taryfowych właściwego Operatora Systemu. 4 la odbiorców korzystających wyłącznie z usług przesyłowych na WN przewidziane są opłaty: miesięczna stała 4400 /MW, zmienna 6,8 /(MW h). IRE Publikacje i opracowania. 00. Strona 7 z 9

8 Tela 9 harakterystyka ofert sprzedaży energii elektrycznej czynnej, na napięciu i wyższym, wybranych wytwórców energii elektrycznej (bez bloków elektrowni objętych KT oraz elektrociepłowni i elektrowni wodnych) opracowana na podstawie [] z uwzględnieniem informacji o KT w [, 0] Nazwa elektrowni Blok Napięcie ena energii elektrycznej czynnej, /(MW h) Opłata za rezerwę mocy, /(MW h) Elektrownia Adamów (ZE Pątnów Adamów Konin SA), 4 i 5 5,99 8,75 0,8 Elektrownia Blachownia SA 55, 6,70 9, Zespół Elektrowni olna Odra SA: Elektrownia olna Odra Elektrownia Szczecin Elektrownia Konin Bloki (ZE Pątnów Adamów Konin SA) ,65 59,4 4,80-7, 7, 8,0 Elektrownia Kozienice SA A -,, 5 i 8 B > 7,80 70,58 Elektrownia Łagisza SA 5 4,5 9,0,79 Elektrownia Ostrołęka SA 44,7 4,4 5,5 Elektrownia Pątnów (ZE Pątnów Adamów Konin SA) i , 4,,95 4,95 4,00 Polski Koncern Naftowy ORLEN SA 8,9 brak informacji Elektrownia im. Tadeusza Kościuszki w Połańcu Elektrownia Rybnik SA i 400 kv 5,7 9,46 4,96 9,95 Elektrownia Siersza SA 5 55,44,68 Elektrownia Skawina SA 50,4 8, Elektrownia Stalowa Wola III SA 66,,96 7,6 4,0,65, Uwaga: Ze względu na możliwość występowania innej numeracji bloków elektrowni w [,, 0], tela może zawierać nieścisłości. Mogły zostać pominięte bloki nie objęte KT, a zamieszczono informacje o blokach objętych KT. Taryfikacja energii elektrycznej w spółkach dystrybucyjnych (stan obecny) Po podjętych w latach próbach urealnienia taryf na energię elektryczną i wyeliminowania w nich subsydiowania skrośnego, kilku kolejnych ich indeksacjach i modyfikacjach, następnie regionalizacji mającej dostosować stawki taryfowe do lokalnych warunków spółek dystrybucyjnych, z dniem stycznia 999 r. Minister Finansów zaprzestał ustalania taryf w odniesieniu do energii elektrycznej [9] i zaczęło obowiązywać tzw. rozporządzenie taryfowe Ministra Gospodarki [6], w nakazujące przedsiębiorstwom kształtować taryfy w sposób zapewniający m.in. eliminowanie subsydiowania skrośnego, a jednocześnie kształtować taryfę w taki sposób, y, jak zapisano w 49: eliminowanie subsydiowania skrośnego nie spowodowało wzrostu poszczególnych cen i stawek opłat ustalonych w taryfie, w stosunku do porównywalnych cen i stawek opłat obowiązujących w poprzedniej taryfie, o więcej niż punkty procentowe ponad dopuszczalny wzrost ceny wskaźnikowej, ustalony dla tego przedsiębiorstwa, ze względu na ochronę interesów indywidualnych odbiorców w lokalach, ceny i stawki opłat ustalone w taryfie dla tej grupy odbiorców nie wzrosły w stosunku do porównywalnych cen i stawek opłat obowiązujących w poprzedniej taryfie więcej niż o %. Nie było więc wiadomo, czy subsydiowania skrośnego ma w ogóle nie być, czy też jakieś niewielkie może pozostać. Zatem spółki dystrybucyjne przystąpiły do opracowywania swych taryf i przedkładania ich Prezesowi URE do zatwierdzenia, mając na uwadze przede wszystkim konieczność zapewnienia równowagi pomiędzy kosztami a przychodami z obrotu i dystrybucji energii elektrycznej, co najczęściej sprowadzało się do zaproponowania Prezesowi URE cen i opłat na najwyższym z możliwych poziomie. Po pierwszej edycji taryf, zatwierdzonych przez Prezesa URE w lutym 999 r., następnie wprowadzaniu do nich licznych korekt, w okresie od 4 marca do 0 sierpnia 000 r. Prezes URE zatwierdził spółkom dystrybucyjnym taryfy drugiej edycji, które z nielicznymi zmianami obowiązywały w dniu 5 grudnia 000 r. Z kolei, po wyroku Trybunału Konstytucyjnego z dnia 6 września 999 r. [] o niezgodności rozporządzenia [6] z Prawem energetycznym [] i późniejszej nowelizacji Prawa energetycznego [], Minister Gospodarki wydał nowe rozporządzenie taryfowe [8], w oparciu o które będą przygotowywane mające obowiązywać od lipca 00 r. taryfy spółek dystrybucyjnych trzeciej edycji. Niezależnie od tego, począwszy od 8 grudnia 000 r., Prezes URE rozpoczął zatwierdzanie zmian do drugiej edycji taryf spółek dystrybucyjnych, pozwalających m.in. na agodzenie skutków wywołanych zmianą taryfy PSE SA wprowadzoną z dniem czerwca 000 r., jak też z uwagi na to, że korekta ta nie narusza interesu społecznego, gdyż planowany średnioroczny wzrost cen dostaw energii elektrycznej dla odbiorców obsługiwanych przez Przedsiębiorstwo, wynikający z zatwierdzonej IRE Publikacje i opracowania. 00. Strona 8 z 9

9 taryfy jest niższy niż przewidywane wykonanie wskaźnika inflacji na rok 000 r. [4]. Jeśli nie rozmija się z prawdą to, że owa korekta nie narusza interesu społecznego, to ma ona niestety też i inne skutki. Taryfy spółek dystrybucyjnych drugiej edycji (z 000 r.) charakteryzuje brak spójności i konsekwencji w kreowaniu cen i stawek opłat, na co ożyło się wiele różnych przyczyn. Nie można jednak stwierdzić, że proces regulacji taryf spółek dystrybucyjnych daje powody do satysfakcji. Jako przykład niech posłuży porównanie cen i stawek opłat w preferowanych przez spółki dystrybucyjne ze względu na występowanie identycznych stref czasowych jak w taryfie PSE SA taryf dwuconowych trójstrefowych. W Lubelskich Zakładach Energetycznych SA (t.0) ceny energii są niemal identyczne na wszystkich poziomach napięć (i to prawie dobrze, bo powinny być jednakowe), ale różnice w opłatach za usługi przesyłowe sugerują, że najbardziej lubiani są tam odbiorcy grupy taryfowej B, a najmniej odbiorcy grupy taryfowej. Istniejący stan rzeczy w dużej mierze jest konsekwencją regulacji wzrostu cen i opłat przy użyciu jedynie cen wskaźnikowych [6], bez wnikania w poprawność kalkulacji poszczególnych cen i stawek opłat. Porównanie cen i stawek opłat w taryfach dwuconowych trójstrefowych Lubelskich Zakładów Energetycznych SA (stan w dniu 5 grudnia 000 r.) wg [, 4] Tela 0 Wyszczególnienie Miesięczna stawka opłaty stałej za usługi przesyłowe, /MW Składnik zmienny opłaty za usługi przesyłowe, /(MW h): - w szczycie przedpołudniowym - w szczycie popołudniowym - w pozostałych godzinach doby ena za pobrana energię czynną, /(MW h): - w szczycie przedpołudniowym - w szczycie popołudniowym - w pozostałych godzinach doby eny i stawki opłat, w układzie lato/zima, w taryfie obowiązującej od do..000 r. () obowiązującej od.0.00 () A B A B () : () w taryfie A 0 9, , , ,06 9 0, 040,00 05,8% 6,5 9,4 6,6 04, 67,6 / 0,6,77 / 5,99 0, 44,76 8,6 04,97 68,7 / 0,49, / 5,84 06,0 56,80 65,0 05,00 68,0 / 0,50,0 / 5,80 70,48 0,70 7,70 7,50,9 / 50,48 08,99 /,9 8, 6,8 4,88 77,6 7,96 / 55,59,6 / 5,04 64,70 49,70 95,0 77,60 8,00 / 55,60,0 / 5,00 65,9% 8,% 0,4% 85,0% 79,9 / 8,9% 88,8 / 8,9% Miesięczna opłata onamentowa, 6,9 8, 77,64 66,57 4,70 85,40 05,8% Literatura [] Albouy Y.: Poradnik analizy kosztów krańcowych w systemach energetycznych. Raport końcowy programu GAS 65. Bank Światowy. Opracowanie epartamentu Energii Nr [] Biuletyn Branżowy Urzędu Regulacji Energetyki Energia elektryczna. 999, 000. [] zekaj J.: Kontrakty długoterminowe a rynek energii elektrycznej w Polsce. Wyd.: Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Biblioteka Regulatora, styczeń 00. [4] ecyzja Prezesa URE Nr TA-8/707-B/8/00/W z dnia 5 grudnia 000 r. Biuletyn Branżowy Urzędu Regulacji Energetyki Energia elektryczna Nr 74/000. [5] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 6 sierpnia 998 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych. z. U. Nr 07, poz. 67. [6] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia grudnia 998 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną, w tym rozliczeń z indywidualnymi odbiorcami w lokalach. z. U. Nr 5, poz.00. [7] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 5 grudnia 000 r. w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, a także ciepła ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz zakresu tego obowiązku. z. U. Nr, poz. 6. [8] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 grudnia 000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią. z. U. 00, Nr, poz. 7. [9] Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 5 grudnia 998 r. w sprawie daty zaprzestania przez Ministra Finansów ustalania taryf oraz opłat za nielegalny pobór energii elektrycznej. z. U. Nr 60, poz [0] Taryfa Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA. Biuletyn Branżowy Urzędu Regulacji Energetyki Energia elektryczna. Nr 5/000. [] Ustawa z dnia 0 kwietnia 997 r. Prawo energetyczne. z. U. Nr 54, poz. 48, z późniejszymi zmianami. [] Ustawa z dnia 6 maja 000 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne. z. U. Nr 48, poz [] Wyrok Trybunału Konstytucyjnego z dnia 6 października 999 r. Sygn. akt K./99. z. U. Nr 9, poz.04. opyright by Krzysztof Majka Politechnika Lubelska, Katedra Elektrowni i Gospodarki Energetycznej ul. Narutowicza 56a, 0-06 Lublin kama@elektron.pol.lublin.pl W dniu czerwca 000 r. ceny energii elektrycznej w taryfie PSE SA [0] wzrosły w stosunku do cen w taryfie THNN, zapisanych w Biuletynie URE Nr 6/000 []: przedpołudniowej (w układzie lato/zima) o 9,7%/0,0%, popołudniowej o 94,%/0,7% i w pozostałych godzinach doby o 94,%/0,7%. Inna była dynamika zmian cen w Lubelskich Zakładach Energetycznych SA (t.0). Ze względu na zmianę systemu naliczania opłat przesyłowych w PSE SA, porównanie zmian opłat przesyłowych w LZE SA (t. 0) ze zmianami opłat w PSE SA wymagałoby uzyskania dodatkowych informacji, ale ponad -krotny wzrost opłat przesyłowych zmiennych może wskazywać na zezpieczanie się spółki przed korzystaniem uprawnionych odbiorców z przywileju zasady TPA. IRE Publikacje i opracowania. 00. Strona 9 z 9