Jakie taryfy dla energii po 1 lipca? Przesył do tego worka wrzuca się wszystko... Krzysztof Majka Politechnika Lubelska

Transkrypt

1 Jakie taryfy dla energii po 1 lipca? Przesył do tego worka wrzuca się wszystko... Krzysztof Majka Politechnika Lubelska Zbliża się termin składania przez elektroenergetyczne spółki dystrybucyjne wniosków do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o zatwierdzenie taryf dla energii elektrycznej na kolejny rok taryfowy, rozpoczynający się w dniu 1 lipca 2002 r. Uzasadnione w tym kontekście będzie więc dokonanie oceny taryf aktualnie stosowanych przez spółki dystrybucyjne. Struktura i zawartość tych taryf budzi szereg pytań różnego rodzaju: od podstaw prawnych przyjętych rozwiązań zaczynając, a na ich skutkach dla odbiorców kończąc. Z mających bezpośredni związek z taryfikacją energii elektrycznej zapisów art. 23, 45, 45a i 46 Prawa energetycznego na szczególne podkreślenie zasługują następujące: 1) do zakresu kompetencji Prezesa URE należy w szczególności m.in. zatwierdzanie i kontrolowanie taryf energii elektrycznej pod względem zgodności z zasadami określonymi w art. 45 i 46, a w tym m.in. analizowanie i weryfikowanie kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach (art. 23 ust. 2 pkt 2); 2) taryfy dla energii elektrycznej powinny zapewniać pokrycie uzasadnionych kosztów działalności przedsiębiorstw energetycznych oraz ochronę interesów odbiorców przed nieuzasadnionym poziomem cen (art. 45 ust. 1); 3) przedsiębiorstwa energetyczne różnicują ceny i stawki opłat w taryfach dla energii elektrycznej dla różnych grup odbiorców wyłącznie ze względu na uzasadnione koszty spowodowane realizacją świadczenia, o ile przepisy nie stanowią inaczej (art. 45 ust. 4); 4) przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej kalkulują stawki opłat za usługi przesyłowe w taki sposób, aby udział opłat stałych za świadczenie usług przesyłowych w łącznych opłatach za te usługi dla danej grupy odbiorców nie był większy niż 40% (art. 45 ust. 5); 5) rozporządzenie wykonawcze w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf dla energii elektrycznej powinno określać m.in. sposób ustalania kryteriów podziału odbiorców na grupy taryfowe oraz sposób różnicowania cen i stawek opłat dla grup taryfowych ze względu na ponoszone koszty (wybrane zapisy art. 46). Na specjalną uwagę zasługują w tym kontekście trzy kwestie: dopuszczalność różnicowania cen i stawek opłat w taryfach dla różnych odbiorców, wyłącznie ze względu na uzasadnione koszty spowodowane realizacją świadczenia (o ile przepisy nie stanowią inaczej), należy traktować jako najważniejsze kryterium poprawności kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach; zatwierdzając taryfy przedsiębiorstw energetycznych, Prezes URE zdejmuje z tych przedsiębiorstw jakąkolwiek odpowiedzialność za wysokość cen i stawek opłat zapisanych w taryfach, co każdorazowo podkreśla Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów w uzasadnieniu odmowy wszczęcia postępowania wnioskowanego przez konsumentów energii elektrycznej, a co przedstawiciele spółek dystrybucyjnych skwapliwie wykorzystują w odpowiedzi na natrętne pytania odbiorców dotyczące zasadności kalkulacji poszczególnych cen i stawek opłat w ich taryfach; pytania odbiorców na ogół są zbywane, bo i tak bez znajomości danych objętych klauzulą poufności odbiorca nie jest w stanie udowodnić swych racji; ustawa operuje zarówno pojęciem grupy taryfowej, jak i pojęciem grupy odbiorców, nie podając definicji żadnego z nich, a dając ministrowi właściwemu do spraw gospodarki upoważnienie do ustalenia jedynie kryteriów podziału odbiorców na grupy taryfowe i zdefiniowania w ten sposób tego pojęcia; nie wynika z tego bynajmniej tożsamość pojęć grupy taryfowej i grupy odbiorców; grupą odbiorców na pewno można nazwać zbiorowość odbiorców zasilanych z tego samego poziomu napięcia i wymagania zapisane w art. 45 ust. 5 spełniać dla zbiorowości odbiorców zasilanych odpowiednio na WN, SN i nn. Szczegółowe zasady kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasady rozliczeń w obrocie energią elektryczną podaje Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000 r., obowiązujące od 30 stycznia 2001 r. Poprzednia wersja odnośnego rozporządzenia straciła moc prawną na mocy wyroku Trybunału Konstytucyjnego z dnia 26 września 2000 r. Pozostawiając w tym miejscu analizę szczegółowych zasad kalkulacji cen i stawek opłat taryfowych do dalszych rozważań, chciałoby się zwrócić uwagę na niektóre zapisy rozporządzenia: 1) ceny i stawki opłat mogą być różnicowane dla poszczególnych grup taryfowych z uwzględnieniem podziału doby i roku na strefy i okresy czasowe, a taryfa może przewidywać więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe ( 8 ust. 2); zatem przy stosowaniu podziału doby i roku na strefy i okresy czasowe nie ma obowiązku różnicowania wszystkich stawek opłat, zaś taryfa może ale nie musi przewidywać więcej niż jeden sposób podziału doby na strefy czasowe; 2) ceny energii elektrycznej dla odbiorców, którzy nie nabyli prawa do korzystania z usług przesyłowych lub nie korzystają z tego prawa, zwanych dalej odbiorcami taryfowymi, kupujących rocznie więcej niż 10 MWh energii elektrycznej, kalkuluje się co najmniej dla dwóch okresów doby, a dla kupujących rocznie więcej niż 10 GWh energii elektrycznej co najmniej dla trzech okresów doby i dwóch okresów roku ( 8 ust. 3); analogiczny wymóg był zapisany w 31 ust. 3 poprzedniej edycji tego rozporządzenia, z zastrzeżeniem, że przedsiębiorstwo energetyczne, które w dniu wejścia w życie rozporządzenia prowadziło działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną i w taryfie obowiązującej przed dniem wejścia w życie rozporządzenia dokonało podziału na grupy taryfowe, jest obowiązane utrzymać

2 te grupy w taryfie ustalonej na podstawie tego rozporządzenia co najmniej do dnia 31 grudnia 2000 r. ( 48); ponieważ rozporządzenie nie przewiduje przedłużenia tego terminu, to zasada zapisana w jego 8 ust. 3 powinna być bezwarunkowo przestrzegana w momencie zatwierdzania taryf obowiązujących w roku taryfowym, rozpoczynającym się w dniu 1 lipca 2001 r.; 3) jeżeli ochrona interesów odbiorców wymaga subsydiowania niektórych grup taryfowych, przedsiębiorstwo energetyczne może stosować takie ceny i stawki opłat dla subsydiowanych grup taryfowych, których poziom nie może być wyższy, w stosunku do ostatnio stosowanych cen i stawek opłat, o więcej niż o 3 punkty procentowe ponad średnioroczny wskaźnik wzrostu cen towarów i usług konsumpcyjnych ogółem w poprzednim roku kalendarzowym ( 27 ust. 1); 4) rozliczeń z odbiorcami dokonuje się w okresach rozliczeniowych ustalonych w taryfie, przy czym okres rozliczeniowy nie powinien być dłuższy niż dwa miesiące, a dla odbiorców zaliczanych do V grupy przyłączeniowej okres rozliczeniowy nie może być dłuższy niż rok ( 38 ust. 1 i 2); postanowienie to uwzględnia interes przedsiębiorstwa energetycznego, nie biorąc pod uwagę zupełnie interesu odbiorcy, a ponadto pomija kwestię koordynacji okresów rozliczeniowych z okresami obowiązywania taryfy, co w praktyce skutkuje m.in. szacowaniem przez przedsiębiorstwo energetyczne ilości zużytej energii elektrycznej na dzień zmiany cen i stawek opłat, bez zgody odbiorcy; 5) jeżeli okres rozliczeniowy jest dłuższy niż jeden miesiąc, w okresie tym mogą być pobierane opłaty za energię elektryczną w wysokości określonej na podstawie prognozowanego zużycia energii elektrycznej w tym okresie ( 38, ust. 3); wątpliwości budzi prawo przedsiębiorstwa energetycznego do prognozowania według własnego uznania, bez akceptacji odbiorcy i bez uwzględnienia rzeczywistego zużycia energii elektrycznej w dniu zmiany cen i stawek opłat. Istotny wpływ na przebieg procesu taryfikacji w spółkach dystrybucyjnych miały też niektóre zapisy starego rozporządzenia taryfowego. Szczególnie brzemienne w skutki były postanowienia zapisane w 49: przedsiębiorstwo energetyczne, kształtując pierwszą taryfę, która podlega zatwierdzeniu przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, na zasadach określonych w rozporządzeniu, jest obowiązane kształtować taryfę w taki sposób, aby 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 13%. Ochrona interesów indywidualnych odbiorców w lokalach sprowadzała się w praktyce do ochrony interesów odbiorców grup taryfowych G i wymaganie rozporządzenia niezbyt precyzyjnie zostało spełnione, gdyż zdarzające się przypadki wzrostu cen i stawek opłat o 13,25% wykraczały poza ustaloną granicę. Znacznie dalej idące były jednak konsekwencje ograniczania tego wzrostu porównywalnych cen i stawek opłat. W subsydiowanych grupach taryfowych G do czasu wprowadzenia do rozliczeń z odbiorcami pierwszej taryfy, zatwierdzanej przez Prezesa URE, jedyną stawką opłaty stałej była opłata abonamentowa. W taryfach zatwierdzanych przez Prezesa URE porównywalną stawką stała się suma składnika stałego stawki sieciowej opłaty przesyłowej i opłaty abonamentowej. Ograniczenie dopuszczalnego wzrostu sumy tych dwu opłat stałych względem relatywnie dość niskiej opłaty abonamentowej spowodowało, że odbiorcy tych grup taryfowych ponoszą na ogół nadal symboliczne wprost obciążenia z tytułu składnika stałego stawki sieciowej opłaty przesyłowej. Ceny i stawki od r. W taryfach dla energii elektrycznej 33 krajowych spółek dystrybucyjnych, obowiązujących w większości spółek 1 od dnia 1 lipca 2001 r., podane są m.in. ceny i stawki opłat dla grup taryfowych A21 (w 18 spółkach), A22 (w 19 spółkach), B11 (w 25 spółkach) i B21 (we wszystkich 33 spółkach). Wprawdzie średnie zużycie energii elektrycznej (w 2000 r.) wynosiło 101,8 GWh na 1 odbiorcę zasilanego na WN i 1158 MWh na 1 odbiorcę zasilanego na SN, co wskazywałoby, że zgodnie z 8 ust. 3 rozporządzenia taryfowego, ceny i stawki opłat dla takich grup taryfowych w ogóle nie powinny być kalkulowane, ale nie można całkowicie wykluczyć zasadności takiego postępowania w pojedynczych nietypowych przypadkach. Przestawiona poniżej analiza obejmuje ceny i stawki opłat zapisane w taryfach spółek dystrybucyjnych dla grup taryfowych typu 21 (grupy taryfowe A21, B21 i C21), typu 22 (grupy taryfowe A22, B22 i C22a), typu 23 (grupy taryfowe A23, B23 i C23) oraz dodatkowo porównanie między grupami taryfowymi C21, C11 i G11 (tab. 1-10). W skróconej wersji tabel, zamieszczonych w tym artykule (pełną wersję znajdziecie Państwo na naszej stronie podano jedynie wartości średnie cen i stawek opłat oraz zaobserwowane ich rozrzuty (wartości najniższe i najwyższe). Ceny energii elektrycznej czynnej. Dane zestawione w tab. 1-3 pokazują, że w grupach taryfowych o takim samym układzie stref czasowych ceny energii elektrycznej czynnej podlegają na ogół wahaniom zależnie od poziomu napięcia. Dla odbiorców grup taryfowych typu 21 (tab. 1-3) pomijając bezzasadność oferowania ich na poziomie WN i SN analiza jest najbardziej czytelna. Obserwuje się zarówno jednakowe ceny energii na wszystkich poziomach napięcia (np. w Okręgu Radomsko- Kieleckiego), jak też najwyższe na poziomie WN (np. w Lubelskich i w Elbląskich ) lub na poziomie SN (np. w Legnica), albo na poziomie nn (np. w Górnośląskim ), czy też najniższe na poziomie WN (np. w STOEN-ie i w Warszawa-Teren) lub na poziomie SN (np. w Górnośląskim i w Tarnów), albo na poziomie nn (np. w w Olsztynie i w Elbląskich ). Również średnie ceny dla zbioru spółek dystrybucyjnych oferujących daną grupę taryfową są zróżnicowane: od 147,69 zł/(mw h) w grupie taryfowej B21 (tab. 2) i 151,15 zł/(mw h) w grupie taryfowej A21 (tab. 1) do 152,89 zł/(mw h) w grupie taryfowej C21(tab. 3). Podobne fluktuacje cen energii można zaobserwować w grupach taryfowych typu 22 i typu 23, jak też dla grup taryfowych odbiorców nn z rozliczaniem 1-strefowym (tab. 10).

3 Przyczyny takiego zjawiska są być może znane zatwierdzającemu te taryfy Prezesowi URE. Postronni obserwatorzy mogą jedynie mieć wątpliwości co do zasadności różnicowania ceny energii elektrycznej czynnej w danej strefie czasowej w funkcji napięcia zasilania. Zróżnicowanie tych cen może mieć też jeszcze historyczny charakter, będąc konsekwencją podwyższania przez spółki dystrybucyjne w latach opłaty przesyłowej zmiennej kosztem obniżania ceny energii. Przykładowo, w Lubelskich opłata przesyłowa zmienna w 2-giej strefie czasowej w grupie taryfowej A23 z dniem 1 marca 2001 r. wzrosła do 997,2% opłaty z okresu rozpoczynającego się od r., a cena energii elektrycznej czynnej została obniżona odpowiednio do 76,1% w sezonie letnim i 78,9% w sezonie zimowym, przy wzroście sumy tych składników zmiennych (opłata przesyłowa zmienna i cena energii czynnej) do 154% w sezonie letnim i do 148,4% w sezonie zimowym. Wypadałoby dodać, że w rozdziale 3. rozporządzenia, dotyczącym zasad kalkulacji cen i stawek opłat, poza ogólnymi stwierdzeniami w 23, nie ma żadnego zapisu szczegółowego na temat kalkulacji cen energii elektrycznej w przedsiębiorstwach zajmujących się obrotem energią elektryczną. Podobnie ani słowa na ten temat nie napisał Prezes URE w swych ostatecznych zaleceniach do kalkulacji taryf w spółkach dystrybucyjnych w roku 2001/2002. Czy miałoby to znaczyć, że różnicowanie cen energii czynnej w strefach czasowych jest kwestią gustu? Składnik stały stawki sieciowej opłaty przesyłowej w grupach taryfowych z kontrolą poboru mocy czynnej. Dane zestawione w tab. 4 sygnalizują zjawisko różnicowania wysokości tego składnika w grupach taryfowych typu 21, 22 i 23 dla odbiorców przyłączonych do sieci na tym samym poziomie napięcia zasilania. W 20 spółkach dystrybucyjnych występuje takie zróżnicowanie, przy czym najwyraźniej w Częstochowa, gdzie obserwuje się to na wszystkich poziomach napięcia zasilania. W 13 spółkach dystrybucyjnych składniki zmienne stawki sieciowej są przypisane w takiej samej wysokości wszystkim grupom taryfowym typu 21, 22 i 23 na danym poziomie napięcia zasilania. Na ogół można zaobserwować, że wysokość tego składnika rośnie: od najniższych wartości na poziomie WN do najwyższych wartości na poziomie nn. Są jednak i takie przypadki, gdy niższe wartości tego składnika są przypisane grupie taryfowej B23 na SN w porównaniu z grupa taryfową A23 na WN (np. w Białystok) lub niższe wartości tego składnika są przypisane grupom taryfowym odbiorców na nn w porównaniu z grupami na SN (np. w Będzińskim ). W myśl 19 ust. 1 rozporządzenia taryfowego, składnik stały stawki sieciowej powinno się jednak kalkulować dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięć znamionowych na podstawie wyszczególnionych tam uzasadnionych kosztów. Należy to chyba rozumieć w ten sposób, że powinien on mieć jednakową wysokość dla wszystkich grup taryfowych odbiorców na danym poziomie napięcia znamionowego. O możliwości różnicowania składnika stałego stawki sieciowej dla poszczególnych grup taryfowych na danym poziomie napięcia zasilania nie wspomina też Prezes URE w swych zaleceniach, ale w taryfach ono niestety występuje. Wprawdzie zadośćuczynienie wymogowi art. 45 ust. 5 Prawa energetycznego w myśl 19 ust. 2 rozporządzenia taryfowego może powodować przesunięcie części kosztów przypisanych składnikowi stałemu stawki sieciowej do składnika zmiennego tej stawki, jak też zróżnicowane są uzasadnione koszty stałe, przypisywane do składnika stałego stawki sieciowej w poszczególnych spółkach dystrybucyjnych, ale wypada zasygnalizować, że najwyższa zaobserwowana wartość tego składnika stanowi (tab. 4): w grupach taryfowych A21 i A22 - ok. 350%, w grupie taryfowej A23 ok. 1400%, w grupie taryfowej B21 ok. 375%, w grupach taryfowych B22 i B23 ok. 450%, w grupie taryfowej C21 ok. 525%, w grupie taryfowej C22a ok. 550% i w grupie taryfowej C23 ok. 225% najniższej zaobserwowanej wartości. Jeśli taki rozrzut wartości tego składnika nie jest rzeczywiście spowodowany wymaganiami zapisu art. 45 ust. 3 Prawa energetycznego, to dość trudno znaleźć inne rozsądne wytłumaczenie. Składnik stały stawki sieciowej opłaty przesyłowej w grupach taryfowych odbiorców bez kontroli poboru mocy czynnej. W grupach taryfowych typu 11 i 12 pobór mocy czynnej nie jest kontrolowany, a najczęściej nie jest do końca znana moc umowna przypisana konkretnym odbiorcom. Do czasu aktualizacji umów sprzedaży energii elektrycznej, w których ta moc byłaby zapisana, opłata z tytułu składnika stałego stawki sieciowej kalkulowana jest metodami pośrednimi. Dla odbiorców grup taryfowych C11, C12a i C12b moc umowna wyznaczana jest najczęściej na podstawie prądu znamionowego zabezpieczenia przedlicznikowego lub rzadziej przyjmowana jako stała dla tych grup taryfowych. Iloczyn tak oszacowanej mocy umownej przez wartość składnika stałego stawki sieciowej stanowi miesięczną opłatę odbiorcy tych grup taryfowych. W grupach taryfowych G11 i G12 składnik stały stawki sieciowej przyjmowany jest w postaci wysokości miesięcznej płatności odbiorcy, różnicowanej jedynie ze względu na liczbę faz instalacji (1- lub 3-fazowa), a w niektórych spółkach również ze względu na zastosowany układ pomiarowy zużycia energii elektrycznej (bezpośredni lub półpośredni). Konsekwencje niezbyt trafnego kalkulowania składnika stałego stawki sieciowej metodami pośrednimi obrazują dane zestawione w tab. 5. Porównano w nich miesięczne płatności z tego tytułu odbiorców 1-strefowych grup taryfowych C21, C11 i G11 o zapisanej w umowie mocy 12 kw w instalacji 3-fazowej, z zabezpieczeniem przedlicznikowym o prądzie znamionowym 32 A. Wprawdzie odbiorcy grupy taryfowej C21 w większości taryf są przypisani do IV grupy przyłączeniowej, ale nie podważa to chyba sensu takiej analizy. Okazało się, że odbiorcy grupy taryfowej C11 płacą za to samo średnio 8 razy więcej niż odbiorcy grupy taryfowej G11, a odbiorcy grupy taryfowej C21 płacą średnio prawie 36 razy więcej niż odbiorcy grupy taryfowej G11 (tab. 5), przy czym zdarzały się przypadki zarówno niemal 150-krotnej różnicy płatności między grupami taryfowymi C21 i G11 (w Lubelskich ), jak i tylko 3,5-krotnej różnicy (w Górnośląskim ). Ale na tym nie kończą się większe zobowiązania płatnicze odbiorców grup taryfowych z kontrolą poboru mocy umownej. Jeśli bowiem moc umowna nie jest kontrolowana, to jedyną niedogodnością dla odbiorców może być wtedy wyłączenie zasilania na skutek zadziałania zabezpieczenia przedlicznikowego. Z zapisanych w normach wymagań wynika, że tzw. dolny prąd probierczy zabezpieczeń o prądach znamionowych od 32 do 63 A, nie powodujący ich zadziałania w czasie t < 1 h,

4 wynosi: dla bezpieczników topikowych gwintowych typu Bi 1,3I N, dla wkładek topikowych typu gg 1,25I N, a dla nadprądowych wyłączników instalacyjnych o charakterystykach typu B, C i D 1,13I N, zaś tzw. górny prąd zadziałania w czasie t 1 h wynosi odpowiednio 1,6I N, 1,6I N i 1,45I N. Gdyby więc, przykładowo, odbiorcy grup taryfowych C21, C11 i G11 przez 1 godzinę pobierali moc o 10% większą od mocy umownej (również prąd większy o 10%), to odbiorcy grupy taryfowej C21 zostaliby obciążeni dodatkową płatnością za przekroczenie mocy umownej w wysokości 20% opłaty bazowej, a odbiorcy grup taryfowych C11 i G11 prawdopodobnie nawet by tego nie zauważyli. Można też sądzić, że gdyby wystąpił 15-minutowy pobór mocy o 25% większej od mocy umownej (również prądu większego o 25%), to odbiorcy grupy taryfowej C21 zapłaciliby dodatkowo 50% opłaty bazowej, a odbiorcy grup taryfowych C11 i G11 by tego nawet nie zauważyli. Chciałoby się w związku z tym zadać pytanie kalkulującym i zatwierdzającym taryfy: kto powinien płacić więcej z tytułu składnika stałego stawki sieciowej opłaty przesyłowej? Czy odbiorcy, którzy są obciążani opłatami za jej przekroczenie (odbiorcy z kontrolą poboru mocy umownej), czy odbiorcy nie obciążani opłatami za jej przekraczanie? Przyczyn tego nieporozumienia taryfowego należy dopatrywać się w rozporządzeniach taryfowych, które w miejsce dotychczasowych taryf dwuczłonowych (opłaty za pobór mocy i za pobór energii) i jednoczłonowych (z opłatą za pobór mocy wkalkulowaną w jednoskładnikową opłatę za pobór energii) wprowadziły opłatę przesyłową stałą (w stawce sieciowej) z równoczesną zasadą nie obciążania ceny energii elektrycznej kosztami dostawy mocy. W konsekwencji, może nawet wbrew intencjom wydającego te rozporządzenia, w spółkach dystrybucyjnych zgodnie z zaleceniami zaczęto dzielić grupy taryfowe na grupy z kontrolą mocy umownej i bez kontroli tej mocy, a do końca czerwca 2001 r. w większości spółek nadal jeszcze dzielono grupy taryfowe na dwuczłonowe i jednoczłonowe. Nie wiadomo jednak nadal, kto upoważnił spółki dystrybucyjne do nadmiernego obciążania odbiorców z kontrolą poboru mocy umownej z tytułu składnika stawki sieciowej. Pytanie o to należy też chyba adresować do Prezesa URE. Składnik zmienny stawki sieciowej opłaty przesyłowej. Dane zestawione w skróconej wersji w tab. 6-8, dla grup taryfowych typu 21, 22 i 23, wprawdzie tego nie pokazują, ale w wielu przypadkach wysokość składnika zmiennego stawki sieciowej jest różnicowana w strefach czasowych doby (tab. 9). W rozporządzeniu taryfowym zapisano, że składnik zmienny stawki sieciowej kalkuluje się dla odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięcia znamionowego (a nie dla poszczególnych grup taryfowych przyłączonych do sieci danego poziomu napięcia znamionowego) na podstawie uzasadnionych kosztów, obejmujących m.in. koszty stałe przesyłania energii elektrycznej, w części nie uwzględnionej w składniku stałym, zgodnie z art. 45 ust. 5 Prawa energetycznego. Może to oczywiście zniekształcać relacje między wysokością składnika zmiennego stawki sieciowej na poszczególnych poziomach napięcia znamionowego, ale chyba nie w takim stopniu, by na poziomie niższego napięcia znamionowego wysokość tego składnika była niższa. W większości taryf spółek dystrybucyjnych porównywanie wysokości składnika zmiennego stawki sieciowej może być utrudnione na skutek ich różnicowania w strefach czasowych i sezonach roku. Jednak w tych spółkach, w których np. na poziomie WN takiego różnicowania nie wprowadzono, obserwuje się zarówno różne stawki w poszczególnych grupach taryfowych, jak i takie same stawki we wszystkich grupach taryfowych danego napięcia. Przykładowo, w STOEN-ie stawki te wynoszą: 11,03 zł/(mwh) w grupie taryfowej A21, 20,03 zł/(mwh) w grupie taryfowej A22 i 5,03 zł/(mwh) w grupie taryfowej A23, natomiast w Gdańskiej Kompanii Energetycznej ENERGA wysokość stawki w grupach taryfowych A21, A22 i A23 jest jednakowa i wynosi 7,29 zł/(mwh); podobnie jest w Jelenia Góra po 10,72 zł/(mwh), w Toruń po 14,23 zł/(mwh), w Legnica po 17,80 zł/(mwh) i w Energetyce Poznańskiej po 20,39 zł/(mwh). Różnicowanie wysokości składnika zmiennego stawki sieciowej w strefach czasowych doby i sezonach roku jest oczywiście dopuszczalne, ale nie takie proste, jak się może wydawać. Prezes URE w swych zaleceniach zachęcał jak można sądzić do takiego różnicowania, chociaż we wcześniejszych zaleceniach stawkę całodobową traktował jako lepsze rozwiązanie. Nie wdając się w dyskusję z wątkami uzasadnienia, chciałoby się zauważyć, że koszty różnicy bilansowej ilości energii na danym poziomie napięcia znamionowego powinno się różnicować między strefami czasowymi doby i sezonami roku, ale pod warunkiem dysponowania wiarygodnymi danymi to uzasadniającymi. Można np. z pomocą wzoru przytoczonego z opracowania wydanego przez Departament Energii Banku Światowego wyznaczyć wskaźnik strat sieciowych w strefie szczytowej na podstawie znajomości przeciętnego wskaźnika strat sieciowych i średniego rocznego stopnia obciążenia systemu elektroenergetycznego. Trudniejsze już jest natomiast poprawne różnicowanie strat sieciowych (różnic bilansowych) na poszczególnych poziomach napięcia zasilania, gdyż nawet przeciętne roczne wskaźniki strat sieciowych w całej spółce dystrybucyjnej (wskaźniki różnic bilansowych) bazują na zgrubnym szacunku. Zbyt duża jest też różnorodność szczytowych i pozaszczytowych stref czasowych, by stosować do nich taką samą miarę. Opłaty abonamentowe. Stawki opłaty abonamentowej, związane z kosztami ponoszonymi w związku z odczytywaniem wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i ich kontrolą, jak też z kosztami handlowej obsługi odbiorców związanej z wystawianiem faktur, powinny być różnicowane w zależności od długości okresu rozliczeniowego, czyli częstotliwości odczytywania wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych i fakturowania. W tab. 10 przytoczone są stawki miesięczne opłaty abonamentowej stosowane dla 2-miesięcznego okresu rozliczeniowego u odbiorców grup taryfowych C21, C11 i G11. Zdziwienie budzi rozrzut wysokości tych stawek w poszczególnych spółkach dystrybucyjnych. Niektóre spółki różnicują już stawki miesięczne opłaty abonamentowej w zależności od długości okresu rozliczeniowego. Przykładowo, w Zamojskiej Korporacji Energetycznej w grupie taryfowej C11 stawka miesięczna opłaty abonamentowej dla 2-miesięcznego okresu rozliczeniowego wynosi 9,14 zł, dla 1-miesięcznego okresu rozliczeniowego jest dwukrotnie wyższa (18,27 zł), a dla rocznego okresu rozliczeniowego jest sześciokrotnie niższa (1,52 zł). I takie zróżnicowanie wysokości stawek

5 nie budzi żadnych zastrzeżeń. Ale gdy w Energetyce Kaliskiej stawka miesięczna opłaty abonamentowej dla 2-miesięcznego okresu rozliczeniowego w grupie taryfowej C11 wynosi 2 zł, a dla 1-miesięcznego lub krótszego okresu rozliczeniowego wynosi 46,13 zł, to wówczas jest to trochę dziwne. Skala subsydiowania skrośnego odbiorców grup taryfowych G. Jak już sygnalizowano wcześniej, ochrona interesów odbiorców wymagających subsydiowania dotyczy wszystkich cen i stawek opłat zapisanych w taryfie. Porównując więc średnie dla 33 spółek dystrybucyjnych ceny i stawki opłat dla odbiorców grupy taryfowej G11 z cenami i stawkami opłat dla odbiorców grup taryfowych C21 i C11 można zauważyć, że: 1) opłata z tytułu składnika stałego stawki sieciowej w grupie taryfowej G11 jest średnio około 35-krotnie niższa niż w grupie taryfowej C21 i średnio około 8-krotnie niższa niż w grupie taryfowej C11 (tab. 5), 2) wysokość składnika zmiennego stawki sieciowej w grupie taryfowej G11 średnio stanowi około 105% wysokości tego składnika w grupie taryfowej C21, ale około 80% jego wysokości w grupie taryfowej C11 (tab. 10), 3) cena energii elektrycznej czynnej w grupie taryfowej G11 jest średnio niemal taka sama jak w grupie taryfowej C21 oraz stanowi średnio około 97,5% ceny w grupie taryfowej C11 (tab. 10), 4) miesięczna opłata abonamentowa w grupie taryfowej G11 (dla 2-miesięcznego cyklu rozliczeniowego) stanowi średnio około 7% miesięcznej opłaty w grupie taryfowej C21 i około 47 miesięcznej opłaty w grupie taryfowej C11 (tab. 10), co na ogół może mieć uzasadnienie. Obserwacje te wcale nie muszą charakteryzować skali subsydiowania skrośnego odbiorców grupy taryfowej G11 przez odbiorców grup C21 i C11, gdyż właściwym punktem odniesienia mogą być jedynie koszty jednostkowe na poziomie nn, służące do wyznaczenia rozpatrywanych cen i stawek opłat, ale sygnalizują, że mamy do czynienia z subsydiowaniem skrośnym na dużą skalę w zakresie składnika stałego stawki sieciowej opłaty przesyłowej i na znacznie mniejszą skalę w zakresie składnika zmiennego stawki sieciowej tej opłaty. Można obawiać się, czy eliminowanie subsydiowania skrośnego w zakresie składnika stałego stawki sieciowej w tempie 3% punktów procentowych rocznie ponad wskaźnik inflacji pozwoli zakończyć ten proces jeszcze w tym stuleciu. Nie można natomiast oceniać skali zjawiska subsydiowania na podstawie porównania średnich cen zakupu energii elektrycznej przez poszczególne grupy taryfowe. Gdyby odbiorcy grup taryfowych, porównywanych w tab. 5 i 10, hipotetycznie zużywali rocznie po 3250 kwh (200% średniego zużycia na 1 odbiorcę grupy taryfowej G11 w 2001 r.), to płaciliby: odbiorcy grupy taryfowe C21 po 0,9034 zł/(kwh), odbiorcy grupy taryfowej C11 po 0,4522 zł/(kwh), a odbiorcy grupy taryfowej po 0,3061 zł/(kwh). Gdyby natomiast zużywali oni 10-krotnie więcej energii elektrycznej, to płaciliby odpowiednio po 0,3420 zł/(kwh), 0,3361 zł/(kwh) i 0,2861 zł/(kwh). Taka różnica cen wynikałaby jednak z rozłożenia się opłat stałych na więcej jednostek zużywanej energii. Koszty i ceny energii elektrycznej a koszty i stawki opłat przesyłowych Jedną z ostatnich nowelizacji Prawa energetycznego jest wprowadzenie zapisu w art. 45 ust. 1a informującego o tym, że w kosztach działalności przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej uwzględnia się koszty przedsięwzięć inwestycyjnych w przedsiębiorstwach energetycznych zajmujących się wytwarzaniem energii elektrycznej, podjętych w latach , służących poprawie ochrony środowiska i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, w części, jaką zatwierdzi Prezes URE, z uwzględnieniem przychodów uzyskanych ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym. Koszty te, w myśl 20 ust. 5 rozporządzenia taryfowego stanowią podstawę kalkulacji składnika wyrównawczego stawki systemowej opłaty przesyłowej. Do stawki systemowej opłaty przesyłowej nakazano również doliczać dodatkowe koszty obligatoryjnego zakupu przez przedsiębiorstwa zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, a także obrotem tą energią, całej oferowanej energii elektrycznej wytwarzanej w tzw. pełnym skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła w myśl 20 ust. 3 rozporządzenia taryfowego stanowiące podstawę kalkulacji składnika rekompensującego stawki systemowej opłaty przesyłowej. Stało się tak dlatego, że reformatorzy polskiej elektroenergetyki uważają, że przedsiębiorstwom zajmującym się obrotem energią elektryczną nie wolno kalkulować cen energii elektrycznej inaczej, niż tylko na podstawie uzasadnionych kosztów jej bezpośredniego zakupu i uzasadnionych kosztów własnych obrotu, co znalazło odzwierciedlenie w sformułowaniu 23 ust. 1 Rozporządzenia Min. Gospodarki z 14 grudnia 2000 r. Natomiast workiem, do którego można dorzucać dowolne koszty i zobowiązania, są opłaty przesyłowe. Koszty mające stanowić składniki wyrównawczy i rekompensujący stawki systemowej opłaty przesyłowej są w swej istocie kosztami wynikającymi z relatywnie wyższych cen zakupu energii elektrycznej od wybranych przedsiębiorstw wytwórczych, które następnie są sumowane i rozliczane w skali całego krajowego systemu elektroenergetycznego i taki jest ich jedyny związek z kosztami systemowymi. Nie są one w żadnym stopniu kosztami przesyłowymi, bo tymi są koszty transportu energii elektrycznej ze źródeł wytwarzania do miejsc jej użytkowania. Można by zastanawiać się też, dlaczego w taryfie Polskich Sieci Elektroenergetycznych podana jest jedynie całkowita stawka systemowa opłaty przesyłowej, bez podziału na składniki: jakościowy (nie budzący kontrowersji), rekompensujący, będący konsekwencją prezentu Ministra Gospodarki dla elektrociepłowni, wyrównawczy, który prawdopodobnie jeszcze nie jest naliczany, a stanowić ma konsekwencje finansowe rozmachu, z jakim kierownictwo Polskich Sieci Elektroenergetycznych zawierało kontrakty długoterminowe z wybranymi przedsiębiorstwami wytwórczymi, służące poprawie ochrony środowiska naturalnego i efektywności wytwarzania energii elektrycznej, ale nie tylko, o czym już coraz rzadziej chce się pamiętać.

6 Jeżeli taryfy elektroenergetyczne mają być z jednej strony zrozumiałe dla odbiorców, a z drugiej strony mają odzwierciedlać koszty prowadzenia przez spółki dystrybucyjne działalności gospodarczej oddzielnie w zakresie obrotu energią elektryczną i oddzielnie w zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej to należałoby koszty składające się obecnie na składniki rekompensujący i wyrównawczy stawki systemowej opłaty przesyłowej przenieść do ich właściwego miejsca, czyli do kosztów zakupu energii elektrycznej od wytwórców i w konsekwencji do ceny energii elektrycznej czynnej dla odbiorców finalnych. Wymagałoby to oczywiście kolejnej nowelizacji Prawa energetycznego i rozporządzenia taryfowego, ale nie byłoby wtedy tematu do takiej publicznej nagonki na spółki dystrybucyjne, jaką np. na Górnośląski Zakład Elektroenergetyczny urządzono w audycji Na żywo w TVP 1 w dniu 15 lutego br. Propozycje metodyczne do kalkulacji taryf dla energii elektrycznej w spółkach dystrybucyjnych Jeśli ceny i stawki opłat w taryfach spółek dystrybucyjnych mają służyć nie tylko ich funkcji dochodowej, zapewniającej uzyskanie uzasadnionych przychodów na prowadzenie bieżącej działalności gospodarczej i realizację niezbędnego programu inwestycyjnego, lecz również spełniać swe funkcje informacyjne, to nie mogą być one kształtowane i kalkulowane zupełnie dowolnie. Spółki dystrybucyjne są bowiem regulowanymi przedsiębiorstwami energetycznymi, mającymi nie tylko monopol naturalny na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej sieciami, do których przyłączeni są wszyscy odbiorcy finalni na terenie działania spółki, ale też wciąż jeszcze, praktycznie, całkowity monopol na sprzedaż energii elektrycznej tym odbiorcom. Ceny i stawki opłat w taryfach spółek dystrybucyjnych nie mogą więc być swoistą formą oferty promocyjnej. Jeżeli jakaś cena lub stawka opłaty jest z uzasadnionego powodu w określonych warunkach wysoka, a w innych warunkach niska, to musi to znaczyć, że takie są właśnie rzeczywiste uzasadnione koszty spółki dystrybucyjnej w tych konkretnych warunkach. Różnica wysokości uzasadnionych cen i stawek opłat w taryfie musi i może stanowić wystarczającą podstawę do kształtowania zachowań rynkowych odbiorców. Nie można więc, przyłączonym do swej sieci i podzielonym na grupy taryfowe odbiorcom, oferować zestawu promocyjnego, bo abstrahując od praktycznego braku szybkiej możliwości zmiany grupy taryfowej w czasie trwania roku taryfowego, odbiorcy ci też często prowadzą działalność gospodarczą i to w nieporównywalnie trudniejszych warunkach rynkowych, bo bez zapewnionego zbytu na swe produkty i usługi, lub też nie mogą podjąć stałej pracy zarobkowej, gdyż reformatorzy naszej gospodarki przestali się interesować tragicznymi skutkami swych reform dla przemysłu krajowego i ludności. W większości przypadków odbiorcy chcieliby płacić za energię elektryczną tyle, ile ona kosztuje, a nie tyle, ile wynika z nieudolnie skalkulowanych cen i stawek opłat w taryfie monopolistycznego dostawcy. Aby tak się działo, Prezes URE musi wkładać znacznie więcej wysiłku w analizę szczegółową przedkładanych mu do zatwierdzenia taryf. Poprawnie dla określonej charakterystyki zapotrzebowania mocy i energii elektrycznej przez grupę odbiorców skalkulowane ceny i stawki opłat w poszczególnych wariantach taryfy dla tej grupy odbiorców powinny zapewniać odbiorcom o identycznej charakterystyce zapotrzebowania mocy i energii elektrycznej ponoszenie takich samych kosztów zakupu energii elektrycznej, niezależnie od wybranego wariantu takiej taryfy. Jeśli natomiast charakterystyka zapotrzebowania mocy i energii elektrycznej przez odbiorcę odbiega niekorzystnie od założeń przyjętych przy kalkulacji taryfy (np. krótszy jest roczny czas użytkowania mocy umownej lub/i więcej energii zużywa w strefie szczytowej), to powinien ponosić wyższe koszty i na odwrót. Ceny energii elektrycznej czynnej. Poprawna kalkulacja strefowych cen energii elektrycznej czynnej musi opierać się na wiarygodnych przebiegach czasowych zmienności godzinowej ceny zakupu energii elektrycznej przez spółkę dystrybucyjną oraz wiarygodnych przebiegach czasowych zmienności godzinowej zapotrzebowania energii elektrycznej przez zbiorowość wszystkich odbiorców lub wybranych ich grup. Zarówno charakterystyki godzinowej zmienności ceny zakupu energii elektrycznej, jak i charakterystyki godzinowej zmienności zapotrzebowania jej przez odbiorców, są różne w dni robocze i dni nierobocze (soboty, niedziele i inne dni ustawowo wolne od pracy), jak też zwykle różne w sezonach zimowym i letnim. Jeśli znana jest struktura stref czasowych w poszczególnych sezonach roku, to do wyznaczenia ceny energii dla odbiorców za wystarczającą można uznać znajomość następujących charakterystyk godzinowych (zastosowano oznaczenia indeksów: r doba robocza, n doba nierobocza, z doba zimowa, l doba letnia, i = 1, 2,3, godzina doby): 1) zmienności ceny zakupu energii elektrycznej C rzi = f(i) oraz zmienności zapotrzebowania energii elektrycznej A rzi = f(i) dla doby roboczej zimowej, 2) zmienności ceny zakupu energii elektrycznej C nzi = f(i) oraz zmienności zapotrzebowania energii elektrycznej A nzi = f(i) dla doby nieroboczej zimowej, 3) zmienności ceny zakupu energii elektrycznej C rli = f(i) oraz zmienności zapotrzebowania energii elektrycznej A rli = f(i) dla doby roboczej letniej, 4) zmienności ceny zakupu energii elektrycznej C nli = f(i) oraz zmienności zapotrzebowania energii elektrycznej A nli = f(i) dla doby nieroboczej letniej. Jeżeli liczbę tych charakterystycznych dób w ciągu roku oznaczymy odpowiednio przez N rz, N nz, N rl i N nl, to dla przykładowej strefy czasowej w sezonie zimowym, trwającej od godziny i p do godziny i k (np. od i p = 8 do i k = 13, co oznacza przedział czasowy od 7:00 do 13:00), strefową cenę sprzedaży energii elektrycznej przez spółkę dystrybucyjną obliczymy ze wzoru:

7 C = i k i = i [ N ( C A ) + N ( C A )] p rz i k i = i p rzi ( N rz rzi A rzi Cenę tę należy oczywiście odpowiednio zwiększyć ze względu na koszty własne obrotu energią elektryczną i zysk spółki dystrybucyjnej. Jeżeli spółka dystrybucyjna nie dysponuje wiarygodnymi charakterystykami zmienności godzinowej zapotrzebowania energii elektrycznej przez poszczególne grupy taryfowe lub grupy taryfowe odbiorców, przyłączone do sieci danego poziomu napięcia znamionowego, to najrozsądniejsze wydaje się posłużenie zbiorczymi charakterystykami zmienności godzinowej zapotrzebowania energii elektrycznej przez wszystkich odbiorców finalnych tej spółki. Im bardziej rozbudowany będzie podział doby na strefy czasowe w spółce dystrybucyjnej, tym więcej charakterystyk zmienności godzinowej zapotrzebowania energii elektrycznej przez grupy odbiorców będzie potrzebnych. Godna zainteresowania może być idea zastosowania w spółce dystrybucyjnej jednolitego podziału doby na strefy czasowe (np. klasycznego dziś podziału na 3 strefy czasowe z zaliczaniem sobót, niedziel i innych dni ustawowo wolnych od pracy do strefy pozaszczytowej). Odbiorców można by rozliczać wtedy w układzie trójstrefowym, dwustrefowym (dwie strefy szczytowe łącznie i strefa pozaszczytowa) i całodobowym, a kalkulacje cen byłyby znacznie mniej skomplikowane. Analiza zmienności cen energii elektrycznej u odbiorców grup taryfowych G wskazuje, że w spółkach dystrybucyjnych ceny te są zbliżone do cen dla odbiorców grup taryfowych C. Nie ma więc prawdopodobnie potrzeby przerzucania pewnej części kosztów z grup taryfowych G do innych grup taryfowych. Składnik stały stawki sieciowej opłaty przesyłowej. Na drodze przepływu energii elektrycznej od WN do nn rosną koszty stałe sieciowych usług przesyłowych. Jeśli bowiem na poziomie WN jest to suma odpowiednich kosztów stałych usług zakupionych u Operatora Systemu Przesyłowego i własnych kosztów stałych przesyłu energii elektrycznej sieciami WN, to na poziomie SN będą one zwiększone o własne koszty stałe przesyłu energii elektrycznej sieciami SN, a na poziomie nn koszty na SN będą zwiększone o własne koszty stałe przesyłu energii elektrycznej sieciami nn. Gdyby nie istniały dwa utrudnienia (wyłączenie dużej części odbiorców np. odbiorców grup taryfowych G z obciążania opłatami adekwatnymi do ich mocy oraz ograniczenie wysokości składnika stałego stawki sieciowej z uwagi na wymóg zapisany w art. 45 ust. 5 Prawa energetycznego), to kalkulacja wysokości składnika stałego stawki sieciowej, jednakowego dla wszystkich grup odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięcia znamionowego, nie nastręczałaby większych trudności. Można sądzić, że w najbliższych latach kalkulacja wysokości składnika stałego stawki sieciowej dla odbiorców bez kontroli poboru mocy (oprócz odbiorców grup taryfowych G) zostanie uporządkowana i odbiorcy ci będą obciążani co najmniej w takim samym stopniu składnikiem stałym stawki sieciowej, jak odbiorcy z kontrolą poboru mocy umownej. Problemem pozostanie natomiast przerzucenie części kosztów stałych kreowanych przez odbiorców grup taryfowych G na inne grupy odbiorców. Są to duże koszty, bo odbiorcy grup taryfowych G zużywają obecnie średnio w Polsce ok % energii elektrycznej sprzedawanej przez spółki dystrybucyjne odbiorcom finalnym. Zatem nie tylko w najbliższych latach, ale i w dość odległej perspektywie, konieczne będzie przerzucanie części kosztów stałych kreowanych przez odbiorców grup taryfowych G na wszystkie pozostałe grupy odbiorców. I to powinna uwzględniać kalkulacja wysokości składnika stałego stawki sieciowej na różnych poziomach napięcia zasilania. Natomiast ograniczenie wysokości składnika stałego z uwagi na art. 45 ust. 5 Prawa energetycznego nie powinno jak się wydaje powodować konieczności stosowania wyższych stawek opłat na poziomie wyższego napięcia w porównaniu z poziomami niższego napięcia. Składnik zmienny stawki sieciowej opłaty przesyłowej. Na drodze przepływu energii elektrycznej od WN do nn rosną też koszty zmienne usług sieciowych. Jeśli zostałaby zaakceptowana zasada kalkulacji składnika zmiennego stawki sieciowej o jednakowej wysokości dla wszystkich grup odbiorców przyłączonych do sieci danego poziomu napięcia znamionowego, bez różnicowania zależnie od strefy czasowej (czyli stosowanie stawki całodobowej), to kalkulacja tej stawki nie powinna nastręczać problemów. Również przerzucenie części kosztów stałych do kosztów, na podstawie których kalkulowana jest wysokość składnika zmiennego stawki sieciowej, nie powinno powodować jak się wydaje konieczności kalkulowania wyższych stawek opłat na poziomie wyższego napięcia w porównaniu z poziomami niższego napięcia. Jednak szacunkowa analiza zmienności wysokości składnika zmiennego stawki sieciowej u odbiorców zasilanych na nn wskazuje, że w grupach taryfowych G stawki tego składnika są niższe. Może więc zaistnieć potrzeba przerzucania pewnej części kosztów zmiennych kreowanych przez odbiorców grup taryfowych G na innych odbiorców. + N nz nz A nzi nzi ) nzi.

8 Ceny energii elektrycznej czynnej w grupach taryfowych A21, A22 i A23 na WN Tabela 1 A21 Cena energii elektrycznej czynnej, w zł/(mwh), w grupie taryfowej A22 strefa A23 1/2 1) zima, strefa 1/2/3 2) lato, strefa 1/ 2/3 2) Wartość średnia 151,15 Wartość najniższa i spółka, w Wartość najwyższa i spółka, w 131,19 Poznańska 174,89 Elbląskie 210,94 / 120,41 172,65 / 97,93 Częstochowa / ORK 263,11 / 142,80 ENERGA Gdańska KE / / Kaliska 171,21 / 258,22 / 101,58 170,26 / 238,02 / 99,75 146,41 / 199,59 / 88,17 Szczecińska / Legnica / Bydgoszcz 198,23 / 309,43 / 115,97 Wrocław / Tarnów / Lubelskie 146,41 / 192,11 / 84,17 Szczecińska / Lubelskie / Białystok 198,23 / 294,88 / 113,59 Wrocław / Będziński / Gorzów 1) Zastosowano następujące oznaczenia stref czasowych: 1 strefa szczytowa, 2 strefa pozaszczytowa. 2) Zastosowano następujące oznaczenia stref czasowych: 1 strefa szczytowa przedpołudniowa, 2 strefa szczytowa popołudniowa, 3 pozostałe godziny doby roboczej oraz jeśli rozliczeniowe urządzenia pomiarowe na to pozwalają soboty, niedziele i dni ustawowo wolne od pracy w całości. Ceny energii elektrycznej czynnej w grupach taryfowych B21,B22 i B23 na SN Tabela 2 B21 Cena energii elektrycznej czynnej, w zł/(mw h), w grupie taryfowej B22 strefa B23 1/2 1) zima, strefa 1/2/3 2) lato, strefa 1/2/3 2) Wartość średnia 147,69 Wartość najniższa i spółka, w Wartość najwyższa i spółka, w 131,23 Poznańska 183,13 Legnica 205,00 / 115,60 167,62 / 104,92 Częstochowa / / Beskidzka 230,78 / 135,37 Łódzki / Gorzów 172,64 / 264,08 / 101,74 171,76 / 242,69 / 99,66 146,41 / 210,07 / 90,13 Szczecińska 191,17 / 309,97 / 161,82 Wrocław / Tarnów / Lubelskie 146,41 / 191,86 / 88,18 Szczecińska / Lubelskie / Szczecińska 191,17 / 296,11 / 115,59 Wrocław / Będziński / Elbląskie 1) Zastosowano następujące oznaczenia stref czasowych: 1 strefa szczytowa, 2 strefa pozaszczytowa. 2) Zastosowano następujące oznaczenia stref czasowych: 1 strefa szczytowa przedpołudniowa, 2 strefa szczytowa popołudniowa, 3 pozostałe godziny doby roboczej oraz jeśli rozliczeniowe urządzenia pomiarowe na to pozwalają soboty, niedziele i dni ustawowo wolne od pracy w całości.

9 Ceny energii elektrycznej czynnej w grupach taryfowych C21, C22a i C23 na nn Tabela 3 C21 Cena energii elektrycznej czynnej, w zł/(mw h), w grupie taryfowej C22a strefa C23 1/2 1) zima, strefa 1/2/3 2) lato, strefa 1/2/3 2) Wartość średnia 152,89 Wartość najniższa i spółka, w Wartość najwyższa i spółka, w 134,27 Poznańska 193,80 Łódzki 215,82 / 118,78 166,50 / 91,90 Częstochowa / Będziński 280,75 / 160,50 Górnośląski / Legnica 176,77 / 268,38 / 104,57 177,07 / 249,58 / 105,11 161,80 / 225,00 / 91,10 Lubelskie / Lubelskie / Łódź - Teren 187,80 / 300,00 / 116,40 Łódź Teren / Zamojska KE / Lubelskie 161,80 / 191,90 / 94,80 Lubelskie / Lubelskie / Płock 196,30 / 300,00 / 112,50 Łódź Teren / Zamojska KE / Lubelskie 1) Zastosowano następujące oznaczenia stref czasowych: 1 strefa szczytowa, 2 strefa pozaszczytowa. 2) Zastosowano następujące oznaczenia stref czasowych: 1 strefa szczytowa przedpołudniowa, 2 strefa szczytowa popołudniowa, 3 pozostałe godziny doby roboczej oraz jeśli rozliczeniowe urządzenia pomiarowe na to pozwalają soboty, niedziele i dni ustawowo wolne od pracy w całości. Składnik stały stawki sieciowej w wybranych grupach taryfowych typu 21, 22 i 23 Tabela 4 Miesięczna wartość składnika stałego stawki sieciowej za usługi przesyłowe, w zł/mw, w grupie taryfowej A21 A22 A23 B21 B22 B23 C21 C22a C23 Wartość średnia 6 971, , , , , ,14 Wartość najniższa i spółka, w której występuje Wartość najwyższa i spółka, w której występuje Będzińs ki Toruń Będzińs ki Toruń 1 164,38 Wałbrzy ch Białysto k Kraków Słupsk Kraków Słupsk Kraków Białysto k , Beskidz ka Energet yka Lubelski e , Beskidz ka Energet yka Słupsk , Górnośl ąski Lubelski e

10 Spółka dystrybucyjna Wartość średnia Wartość najniższa i spółka, w której występuje Wartość najwyższa i spółka, w której występuje Tabela 5 Miesięczna opłata stała z tytułu stawki sieciowej w wybranych grupach taryfowych 1-strefowych odbiorców nn stawka miesięczna, zł/kw Grupa taryfowa C21 C11 G11 opłata, zł przyjmowana moc umowna stawka miesięczna, zł/kw Relacje między opłatami w grupach taryfowych opłata, zł opłata 1), zł C21: C11 C21: G11 C11: G11 11,51 138,10 13,0 2,35 30,32 3,85 4,5 35,9 8,0 3,56 Beskidzka 18,85 Lubelskie 42,72 Beskidzka 226,20 Lubelskie 2,8 Legnica 22,0 Bydgoszcz 0,18 Bydgoszcz 8,28 Górnośląski 3,19 Legnica 106,26 Będziński 1,40 Zielonogórskie 27,33 Górnośląski 1) Opłata obowiązująca przy zastosowaniu bezpośredniego układu pomiarowego. 0,6 Będziński 38,3 Legnica 3,6 Górnośląski 147,8 Lubelskie 0,9 Legnica 43,5 Będziński Składnik zmienny stawki sieciowej w grupach taryfowych A21, A22 i A23 na WN Tabela 6 Składnik zmienny stawki sieciowej za usługi przesyłowe, w zł/(mw h), w grupie taryfowej A22 strefa A23 A21 1/2 1) zima, strefa 1/2/3 2) lato, strefa 1/ 2/3 2) Wartość średnia 31,83 37,14 / 24,81 17,17 / 28,27 / 11,02 16,47 / 24,87 / 10,69 Wartość najniższa i spółka, w Wartość najwyższa i spółka, w 1,65 Będziński 110,16 Częstochowa 1,30 / 1,30 Będziński 110,01 / 91,67 Tarnów / Częstochowa 1,30 / 1,30 / 1,26 Będziński / Będziński / Elbląskie 47,85 / 141,03 / 33,43 w Olsztynie / Lubelskie / Bydgoszcz 1,30 / 1,30 / 0,85 Będziński / Będziński / Białystok 46,51 / 141,03 / 33,43 w Olsztynie / Lubelskie / Bydgoszcz 1) Zastosowano następujące oznaczenia stref czasowych: 1 strefa szczytowa, 2 strefa pozaszczytowa. 2) Zastosowano następujące oznaczenia stref czasowych: 1 strefa szczytowa przedpołudniowa, 2 strefa szczytowa popołudniowa, 3 pozostałe godziny doby roboczej oraz jeśli rozliczeniowe urządzenia pomiarowe na to pozwalają soboty, niedziele i dni ustawowo wolne od pracy w całości.

11 Składnik zmienny stawki sieciowej w grupach taryfowych B21, B22 i B23 na SN Tabela 7 Składnik zmienny stawki sieciowej za usługi przesyłowe, w zł/(mw h), w grupie taryfowej B21 B22 strefa B23 1/2 1) zima, strefa 1/2/3 2) lato, strefa 1/2/3 2) Wartość średnia 56,78 61,95 / 42,01 27,63 / 41,13 / 17,16 26,33 / 37,92 / 16,09 Wartość najniższa i spółka, w Wartość najwyższa i spółka, w 16,18 Górnośląski 17,11 / 17,11 Górnośląski 106,95 145,26 / 89,00 Lubelskie / Częstochowa Częstochowa 8,12 / 8,12 / 6,04 Górnośląski / Górnośląski / Będziński 58,37 / 135,49 / 40,91 w Olsztynie / Lubelskie / Rzeszowski 8,12 / 8,12 / 1,24 Górnośląski / Górnośląski / Białystok 55,50 / 135,49 / 38,71 Rzeszowski / Lubelskie / Rzeszowski 1) Zastosowano następujące oznaczenia stref czasowych: 1 strefa szczytowa, 2 strefa pozaszczytowa. 2) Zastosowano następujące oznaczenia stref czasowych: 1 strefa szczytowa przedpołudniowa, 2 strefa szczytowa popołudniowa, 3 pozostałe godziny doby roboczej oraz jeśli rozliczeniowe urządzenia pomiarowe na to pozwalają soboty, niedziele i dni ustawowo wolne od pracy w całości. Składnik zmienny stawki sieciowej w grupach taryfowych C21, C22a i C23 na nn Tabela 8 Składnik zmienny stawki sieciowej za usługi przesyłowe, w zł/(mw h), w grupie taryfowej C21 C22a strefa C23 1/2 1) zima, strefa 1/2/3 2) lato, strefa 1/2/3 2) Wartość średnia 123,83 146,88 / 110,94 Wartość najniższa i spółka, w Wartość najwyższa i spółka, w 72,00 STOEN 199,60 Będziński 72,00 / 57,30 STOEN / Elbląskie 274,00 / 158,80 Zamojska KE 103,54 / 179,16 / 51,04 103,42 / 149,76 / 51,85 75,69 / 75,69 / 29,20 Górnośląski / Górnośląski / Płock 127,80 / 268,00 / 75,69 Zamojska KE / Lubelskie / Górnośląski 75,69 / 75,69 / 30,00 Górnośląski / Górnośląski / Płock 127,80 / 268,00 / 75,69 Zamojska KE / Lubelskie / Górnośląski 1) Zastosowano następujące oznaczenia stref czasowych: 1 strefa szczytowa, 2 strefa pozaszczytowa. 2) Zastosowano następujące oznaczenia stref czasowych: 1 strefa szczytowa przedpołudniowa, 2 strefa szczytowa popołudniowa, 3 pozostałe godziny doby roboczej oraz jeśli rozliczeniowe urządzenia pomiarowe na to pozwalają soboty, niedziele i dni ustawowo wolne od pracy w całości.