STAWKA SIECIOWA OPŁATY PRZESYŁOWEJ W TARYFACH SPÓŁEK DYSTRYBUCYJNYCH CZĘŚĆ II. ASPEKTY PRAWNE

Transkrypt

1 Krzysztof Majka Politechnika Lubelska STAWKA SIECIOWA OPŁATY PRZESYŁOWEJ W TARYFACH SPÓŁEK DYSTRYBUCYJNYCH CZĘŚĆ II. ASPEKTY PRAWNE Ocena rozwiązań praktycznych w zakresie taryfikacji stawki sieciowej opłaty przesyłowej wymaga zaznajomienia się z aktami prawnymi, w oparciu które taryfy dystrybucyjne są kształtowane i kalkulowane. Sformułowania zawarte w Prawie energetycznym W ustawie Prawo energetyczne [6] jest kilka zapisów odnoszących się do opłat przesyłowych w elektroenergetycznych przedsiębiorstwach dystrybucyjnych, a stawki sieciowej tej opłaty w szczególności. Są to: a) obowiązek prowadzenia ewidencji księgowej w sposób umożliwiający odrębne obliczanie kosztów i przychodów dla wykonywanej działalności, w tym kosztów stałych, kosztów zmiennych i przychodów, odrębnie m.in. dla dystrybucji energii elektrycznej, również w odniesieniu do poszczególnych grup odbiorców w taryfie (art. 44, ust. 1), b) różnicowanie cen i stawek opłat w taryfach dla energii elektrycznej dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na koszty uzasadnione spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej (art. 45, ust. 4), c) kalkulowanie w taki sposób stawek opłat za usługi przesyłowe w przedsiębiorstwach zajmujących się dystrybucją energii elektrycznej, aby udział opłat stałych za usługi przesyłowe w łącznych opłatach za te usługi dla danej grupy odbiorców nie był większy niż 40% (art. 45, ust. 5), d) upoważnienie dla ministra właściwego do spraw gospodarki do określenia, w porozumieniu z ministrem właściwym do spraw finansów publicznych i po zasięgnięciu opinii Prezesa URE, w drodze rozporządzenia, szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf (art. 46, ust. 1 i 2). Można mieć wątpliwości, czy zapisane w art. 45 ust. 4 zastrzeżenie o ile przepisy nie stanowią inaczej jest wystarczająco precyzyjne. Czy tymi przepisami są tylko postanowienia zawarte w rozporządzeniu wydanym z mocy art. 46, czy również dowolne inne przepisy? Wątpliwości może wywoływać też zapis art. 45 ust. 5 o ograniczeniu opłat stałych za usługi przesyłowe w łącznych opłatach za te usługi do 40%. Pomijając w tym miejscu intencje ustawodawcy i odsyłając zainteresowanych do komentarzy w tych kwestiach [1], należałoby uściślić odpowiedzi na dwa pytania: 1) co należy rozumieć przez łączne opłaty za usługi przesyłowe, 2) co stanowi daną grupę odbiorców? Odpowiadając na pierwsze pytanie, trzeba stwierdzić, że sformułowanie zapisu art. 45 ust. 5 ustawy [6] wskazuje wprawdzie na odniesienie do wszystkich stawek opłaty przesyłowej, ale możliwość uwzględniania w kalkulacji składnika zmiennego stawki sieciowej kosztów stałych przesyłania energii elektrycznej, w części nieuwzględnionej w składniku stałym, zapisana w rozporządzeniu [4], zawęża jednoznacznie to pojęcie. Odpowiedzi na drugie pytanie należałoby natomiast szukać w przepisach dotyczących szczegółowych zasad kalkulacji składników stawki sieciowej. CIRE. Publikacje i opracowania Strona 1 z 5

2 Szczegółowe zasady kalkulacji składników stawki sieciowej Zasady kalkulacji składników stałego i zmiennego stawki sieciowej opłaty przesyłowej, opisane w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną [4], jednoznacznie rozstrzygają kwestię kosztów, jakie w tych kalkulacjach muszą być uwzględnione. Składnik stały stawki sieciowej w myśl 19 ust. 1 i 3 rozporządzenia [4] dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, kalkuluje się na podstawie kosztów uzasadnionych: eksploatacji sieci danego poziomu napięć znamionowych, wynikających z nakładów na odtworzenie, modernizację i rozwój sieci, służących do realizacji usługi przesyłowej, stałych kosztów przesyłania energii elektrycznej sieciami innych poziomów napięć znamionowych i sieciami należącymi do innych operatorów, zakupu rezerw w zdolnościach przesyłowych w sieciach należących do innych operatorów, wynikających z nakładów na budowę odcinków sieci służących do przyłączenia podmiotów do sieci danego poziomu napięć znamionowych, z wyłączeniem kosztów uwzględnionych w stawce opłat za przyłączenie, z wykorzystaniem wzoru: KS S S =, P w którym: S S składnik stały stawki sieciowej, w zł/(mw a), K S suma kosztów stałych, w zł/a, P u suma mocy umownych pobieranych przez odbiorców, w tym innych operatorów, w MW. Specyfikacja uwzględnianych kosztów nie budzi zastrzeżeń, z jednym tylko wyjątkiem. Chodzi o obciążanie odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych kosztami uzasadnionymi w wysokości ¾ nakładów na budowę odcinków sieci służących do przyłączenia nowego podmiotu do sieci. Jeśli, przykładowo, do sieci 110 kv byłoby przyłączonych tylko dwu odbiorców, to obciążenie ich ¾ kosztów uzasadnionymi przyłączenia jakiegoś trzeciego podmiotu może być dla nich bardzo dotkliwe. Kluczowe znaczenie dla kalkulacji składnika stałego ma natomiast suma mocy umownych i to będzie przedmiotem dalszych rozważań. Składnik zmienny stawki sieciowej w myśl 19 ust. 2 i 4 rozporządzenia [4] dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, kalkuluje się na podstawie kosztów uzasadnionych: zakupu energii elektrycznej w ilości niezbędnej do pokrycia różnicy między ilością energii wprowadzonej do sieci danego poziomu napięć znamionowych a ilością energii pobranej z tej sieci przez odbiorców i przesłanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych, zmiennych za przesyłanie energii elektrycznej sieciami innych poziomów napięć znamionowych i sieciami należącymi do innych operatorów, stałych za przesyłanie energii elektrycznej, w części nieuwzględnionej w składniku stałym, co stanowi następstwo realizacji wymogu art. 45 ust. 5 ustawy [6], z wykorzystaniem wzoru: KZ SZ = E, w którym: S S składnik zmienny stawki sieciowej, w zł/(mw h), K S suma kosztów zmiennych, w zł/a, CIRE. Publikacje i opracowania Strona 2 z 5 u

3 E suma ilości energii elektrycznej pobranej w ciągu roku z sieci danego poziomu napięć znamionowych przez odbiorców przyłączonych na tym poziomie napięć znamionowych, w tym operatorów, oraz przesłanej do sieci innych poziomów napięć znamionowych. W świetle przytoczonych wyżej zapisów, wątpliwości może budzić zalecenie URE zawarte w wytycznych do kształtowania relacji między składnikami stałym i zmiennym stawki sieciowej [5], dotyczące odmiennego traktowania poszczególnych grup taryfowych na niskim napięciu. Określenie dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, jakim operuje rozporządzenie [4], zupełnie jednoznacznie precyzuje, że chodzi o kalkulację składnika zmiennego stawki sieciowej w jednakowej wysokości dla wszystkich odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, czyli dla wszystkich grup taryfowych odbiorców na danym poziomie napięcia znamionowego. Problem, z jakim tu mamy do czynienia, ma natomiast swe źródło w braku możliwości równego obciążenia kosztami przenoszonymi w składniku stałym stawki sieciowej wszystkich odbiorców przyłączonych do sieci niskiego napięcia, gdyż na tym napięciu wciąż jeszcze, ze względu na niedostateczne opomiarowanie, występują grupy taryfowe odbiorców nieobjętych kontrolą poboru mocy. Przejrzystość taryfy może wydatnie pogorszyć nie tylko przenoszenie kosztów stałych do składnika zmiennego stawki sieciowej, ze względu na art. 45 ust. 5 ustawy [6]. Znacznie bardziej może ją pogorszyć konieczność przenoszenia kosztów stałych z subsydiowanych grup taryfowych G do innych grup taryfowych, szczególnie zwłaszcza gdyby te koszty bilansować na poziomie napięcia zasilającego odbiorców subsydiowanych. Jest to jeden z najpoważniejszych dylematów, wymagających ścisłego rozstrzygnięcia prawnego: zaczynając od tego, którzy odbiorcy i w jakim mają być subsydiowani skrośnie przez innych odbiorców, a na konsekwencjach finansowych tego subsydiowania dla tych innych odbiorców kończąc. Nie wydaje się, by należało nim obejmować wszystkich odbiorców przypisanych obecnie do grup taryfowych G. Odrębną zupełnie kwestię stanowi zasadność różnicowania wysokości składnika zmiennego stawki sieciowej w strefach czasowych. Wymaga to wnikliwszego rozważenia i będzie analizowane w kolejnej części opracowania. Na zakończenie nie można nie zauważyć, że przyczyną wielu wypaczeń relacji między stawkami opłat taryfowych może być zapis 13 ust. 1 rozporządzenia [4], traktujący o tym, że koszty wspólne dla wszystkich lub kilku grup taryfowych oraz koszty wspólne dla wszystkich lub kilku rodzajów prowadzonej działalności gospodarczej, w tym koszty modernizacji i ochrony środowiska, dzieli się na poszczególne grupy taryfowe i na poszczególne rodzaje prowadzonej działalności gospodarczej, zgodnie z przyjętą w przedsiębiorstwie metodą podziału kosztów. Oczywiste jest, że koszty wspólne trzeba dzielić w oparciu o jakąś metodę podziału, ale podziału kosztów przedsiębiorstwa energetycznego na rodzaje działalności należy dokonywać w myśl wymagań Dyrektywy 2003/54/EC [2], a szacunkowego podziału kosztów na grupy taryfowe trzeba raczej unikać. Moc umowna w umowach o świadczenie usług przesyłowych lub umowach sprzedaży energii Rozporządzenie taryfowe [4] przytacza w 2 pkt. 14 następującą definicję mocy umownej: ilekroć w rozporządzeniu jest mowa o mocy umownej należy przy to rozumieć moc czynną pobieraną lub wprowadzaną do sieci, określaną w umowie o świadczenie usług przesyłowych lub umowie sprzedaży energii jako wartość maksymalna ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut lub, jeżeli urządzenia pomiarowe na to pozwalają, w okresie godziny. Dla elektroenergetyka znaczy to dokładnie tyle, że mocą umowną jest moc szczytowa 15-minutowa lub, jeżeli urządzenia pomiarowe na to pozwalają, moc szczytowa godzinowa. Nie budzi wątpliwości, że taka moc umowna może być co najwyżej równa mocy przyłączeniowej, czyli zgodnie z 2 pkt. 13 rozporządzenia [4] mocy czynnej planowanej do pobierania lub CIRE. Publikacje i opracowania Strona 3 z 5

4 wprowadzania do sieci, służącej do zaprojektowania przyłączenia, określonej w umowie o przyłączenie jako wartość maksymalna tej mocy w okresie 15 minut. Jeśli mocą umowną ma być maksymalna ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut lub, jeżeli urządzenia pomiarowe na to pozwalają, w okresie godziny, to należy chyba ten zapis odczytywać w ten sposób, że korzystniejsze jest stosowanie maksymalnej ze średnich wartości tej mocy w okresie godziny. Wiadomo jednak, że nie we wszystkich przypadkach jest to możliwe. Rozsądna wydaje się więc w świetle tego interpretacja URE zawarta w propozycji, by moc 15-minutową zapisywać w umowach z odbiorcami końcowymi, a moc godzinową w umowach między przedsiębiorstwami energetycznymi [5]. Taka interpretacja ma uzasadnienie w braku możliwości stosowania mocy godzinowej w odniesieniu do wszystkich odbiorców końcowych, przy równoczesnej możliwości stosowania u nich wszystkich mocy 15-minutowej. Ale to wcale nie znaczy, że moc 15-minutowa jest korzystniejsza, tym bardziej, że jest ona na ogół nieco wyższa od mocy godzinowej. Musi więc budzić zdziwienie polowanie na największą z możliwych 15-minutowych mocy pobranych, wyznaczanych w cyklach godzinowych, jakie Departament Taryf URE wprowadził do taryf spółek dystrybucyjnych na okres 2003/2004. Przede wszystkim należy jednak zdać sobie sprawę z braku porównywalności mocy umownych u odbiorców objętych kontrolą poboru mocy i u odbiorców nieobjętych taką kontrolą. Dopóki nie będzie możliwe kontrolowanie poboru mocy u wszystkich odbiorców, dopóty trzeba szukać rozwiązania w mniejszym stopniu różnicującego obciążenia tych grup odbiorców. Moc umowna jako taka pojawiła się dopiero w rozporządzeniu taryfowym [4]. Poprzednio posługiwano się odniesieniem do mocy przyłączeniowej [3], co miało zarówno wady (m.in. moce przyłączeniowe na ogół były znacznie wyższe od pobieranych mocy szczytowych), jak i zalety (m.in. moc przyłączeniowa każdego odbiorcy była wielkością zapisaną w stosownej umowie, czyli nie była wielkością fikcyjną nawet dla odbiorców nieobjętych kontrolą poboru mocy). Jeżeli jednak wysokość składnika stałego stawki sieciowej powinna być kalkulowana jako jednakowa dla wszystkich odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych, to trzeba znaleźć takie rozwiązanie, które zagwarantuje, że skutki jej przekroczenia będą porównywalnie dotkliwe zarówno dla odbiorców objętych kontrolą poboru mocy, jak i dla odbiorców nieobjętych taką kontrolą. Wydaje się, że rozsądniejszym rozwiązaniem może być likwidacja grup taryfowych nieobjętych kontrolą poboru mocy, ale to z kolei jest kosztowne. Trzeba też zdecydować się, czy moc umowna może być elementem gry rynkowej odbiorców i czy może być opłacalne deklarowanie jej na niższym poziomie od rocznej mocy szczytowej, czy też ma to być moc, której przekroczenie skutkuje poważnymi zakłóceniami w dostawie energii elektrycznej do co najmniej sporej części odbiorców. W tym dylemacie zawarte jest nie tylko pytanie o dodatkowe koszty, jakie ponosi przedsiębiorstwo dystrybucyjne w przypadkach występowania przekroczeń mocy umownej. Chodzi również i o to, czy przedsiębiorstwo dystrybucyjne ma w sposób sztywny obciążać odbiorców pełną wysokością sumy kosztów stałych, czy też w bardziej elastyczny sposób przenosić te koszty na odbiorców. I wreszcie ostatni dylemat. Czy pobór przez odbiorców mocy mniejszej od mocy umownych zasługuje na zmniejszenie ich obciążenia kosztami stałymi, czy też korzyści z tego tytułu może odnosić tylko przedsiębiorstwo dystrybucyjne? Problematyka ta będzie przedmiotem rozważań w kolejnych częściach opracowania. * * * * * * * CIRE. Publikacje i opracowania Strona 4 z 5

5 Suplement: Próba wyjaśnienia wątpliwości, jakie pojawiły się w komentarzach do części I opracowania EC pytał: Czy ktoś wie dlaczego stawki sieciowe opłaty przesyłowej w taryfach spółek dystrybucyjnych dla potrzeb kalkulacji cen z elektrociepłowni (art. 15 rozp. taryfowego) jest skalkulowany często poniżej najniższych stawek opłat sieciowych dla odbiorców na wyższym napięciu? A powinny być takie same!. Z kolei Gim, odpowiadając EC, dodał: Ma Pan rację panie EC. Jest to ewidentne łamanie prawa przez URE.... Próbując odpowiedzieć, zastrzegę się na wstępie, że wszystkiego do końca nie wiem, bo nie jest mi dane. Pytanie dotyczy wysokości składnika zmiennego stawki sieciowej na poziomie napięcia o jeden stopień wyższego od napięcia, na którym energia elektryczna ze źródeł skojarzonych jest wprowadzana do sieci dystrybucyjnej, doliczanego do ceny energii elektrycznej z tych źródeł. Rozporządzenie taryfowe [4] stwierdza, że ma to być składnik zmienny stawki sieciowej ustalony w taryfie przez przedsiębiorstwo dystrybucyjne. I tak też się dzieje. W taryfach spółek dystrybucyjnych jest on wręcz wyeksponowany. Jego wysokość jest jednak znacznie niższa niż w opłatach dla odbiorców taryfowych na odpowiednim napięciu. Jako zasadną w tej kwestii można by uznać argumentację podaną w zaleceniach Departamentu Taryf URE [5]: powinien on przenosić wyłącznie koszty, o których mowa w 19 ust. 2 pkt 1 i 2 rozporządzenia taryfowego [4], tzn. bez udziału uzmiennionych kosztów stałych, jak też nie powinny być przenoszone do niego koszty związane z subsydiowaniem grup taryfowych G. I w tym miejscu napotykamy chyba na praktyczne efekty tego uzmienniania kosztów stałych i subsydiowania grup taryfowych G. Czy te czynniki powinny powodować aż tak duże zróżnicowanie wysokości składnika zmiennego stawki sieciowej, nie można odpowiedzieć bez znajomości rzeczywistych kosztów spółek dystrybucyjnych. Tych z kolei postronny obserwator nie może znać ze względu na poufność informacji handlowych. Powinien je znać natomiast Prezes URE, gdyż bez tego nie mógłby chyba zatwierdzić taryfy. Próbując na koniec wyrazić własną opinię, zaczerpnę dane z aktualnie obowiązującej Taryfy Lubelskich Zakładów Energetycznych. Składnik zmienny stawki sieciowej dla źródeł skojarzonych przyłączonych na poziomie WN wynosi tam 3,40 zł/(mw h) i jest zgodny z wysokością tego składnika na poziomie sieci NN, zapisaną w Taryfie PSE. Dla źródeł przyłączonych na poziomie SN wynosi on natomiast 10 zł/(mw h), podczas gdy dla odbiorców grupy taryfowej A23 wynosi: w szczycie przedpołudniowym 42,22 zł/(mw h), w szczycie popołudniowym 134,77 zł/(mw h), w pozostałych godzinach doby 29,27 zł/(mw h). Przy strukturze zapotrzebowania na energię w poszczególnych z tych stref czasowych odpowiednio 20%, 10% i 70%, dawałoby to średnio 42,41 zł/(mw h). Czy dla elektrociepłowni wysokość składnika zmiennego stawki sieciowej jest zaniżona, a dla odbiorców taryfowych zawyżona? Takie odnoszę wrażenie. Literatura [1] Baehr J., Stawicki E., Antczak J.: Prawo energetyczne. Komentarz. Ernst & Young SA, [2] Dyrektywa Unii Europejskiej 2003/54/EC w sprawie wspólnych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Fakty. Dokumenty. Nr 3/2003 (31). [3] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 3 grudnia 1998 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną, w tym rozliczeń z indywidualnymi odbiorcami w lokalach. Dz. U. Nr 153, poz [4] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną. Dz. U. z 2001 r. Nr 1, poz. 7. [5] Urząd Regulacji Energetyki. Departament Taryf: Taryfy Spółek Dystrybucyjnych na okres 2002/2003. Warszawa, kwiecień 2002 r. [6] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne. Na podstawie: Obwieszczenie Marszałka Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej z dnia 15 lipca 2003 r. w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu ustawy Prawo energetyczne. Dz. U. Nr 153, poz Copyright by Krzysztof Majka Politechnika Lubelska, Katedra Elektrowni i Gospodarki Energetycznej ul. Narutowicza 56a, LUBLIN, kama@elektron.pol.lublin.pl CIRE. Publikacje i opracowania Strona 5 z 5