Od 1 stycznia 2021 (nie jak wcześniej przewidywała ustawa od 1 października 2020) zacznie obowiązywać wszystkich odbiorców energii elektrycznej w Polsce tzw. OPŁATA MOCOWA. Kogo dotyczy, co oznacza, jak będzie liczona i czy można jej uniknąć - pierwszy z cyklu artykułów na temat opłaty mocowej.

Przedsiębiorstwa dotknięte sytuacją wywołaną reakcjami na COVID-19 stoją przed nie lada wyzwaniem. Najprawdopodobniej od 1/1/2021 roku znacząco zwiększą się koszty usług dystrybucji energii elektrycznej. Wiele wyjaśni decyzja prezesa URE, która ma zapaść do 30 listopada 2020 roku. Prezes URE ma do tego czasu poinformować jakie stawki opłaty mocowej będą obowiązywać w wybranych godzinach doby przypadających na godziny szczytowego zapotrzebowania na moc. Stawki mają być zróżnicowane dla kwartałów roku dostaw 2021. Natomiast dzisiaj tj 30/09/2020 na stronach RCL został opublikowany projekt rozporządzenia Ministra Klimatu w sprawie szczegółowego sposobu pobierania opłaty mocowej.

Co to jest opłata mocowa?

Opłata mocowa to koszt za moc dyspozycyjną jaki poniosą wszyscy odbiorcy energii elektrycznej w Polsce. Od wielu lat w Polsce zbliżamy się niebezpiecznie (a czasami przekraczamy) do górnej granicy mocy dyspozycyjnej w systemie elektroenergetycznym. Rozwiązanie, które ma rozwiązać problem brakującej mocy w systemie to dopłata do nowych i modernizacji istniejących jednostek wytwórczych. Źródła te otrzymują wynagrodzenie w zamian za moc, którą stawiają do dyspozycji Polskich Sieci Elektroenergetycznych. PSE kontraktuje w drodze przetargu wymaganą do rezerw moc elektroenergetyczną a koszt z tego tytułu dzielony jest na wszystkich odbiorców energii elektrycznej. Koszty te będą kalkulowane przez PSE i przenoszone w taryfie dystrybucyjnej OSD na odbiorcę końcowego jako opłata mocowa. Pojawi się ona na rachunku wystawianym przez OSD jako składnik usługi dystrybucji lub w umowie kompleksowej przez Spółkę Obrotu dla każdego odbiorcy końcowego.

Jak obliczyć koszt opłaty mocowej dla swojego przedsiębiorstwa?

Prezes URE co roku będzie wyznaczać i publikować nie tylko stawki opłaty mocowej na kolejny rok, ale również godziny szczytowego zapotrzebowania na moc w systemie.

Podział będzie odrębny dla poszczególnych kwartałów roku dostaw, ponieważ w każdym kwartale zmieniają się godziny szczytowe; szczególnie dotyczy to szczytu popołudniowego.

Art. 70. 1. Ustawy o rynku mocy mówi, że stawki opłaty mocowej ustala się odrębnie, w odniesieniu do różnego rodzaju odbiorców końcowych:

• dla gospodarstw domowych – jako stawkę miesięczną, zależną od rocznego zużycia energii elektrycznej,
• dla pozostałych odbiorców końcowych – stawkę w wybranych godzinach doby.

Dla 2021 roku Prezes URE opublikuje stawki i wybrane godziny doby przypadające na godziny szczytowego zapotrzebowania na moc w systemie, wyznaczone odrębnie dla kwartałów roku dostaw do 30 listopada 2020. To bardzo późno biorąc pod uwagę fakt, że już teraz bardzo wiele firm budżetuje energię przynajmniej na rok następny. Na kolejne lata Prezes URE, zgodnie z projektem rozporządzenia, ma publikować te informacje w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki do 30 września każdego roku.

Odnośnie stawek to już w 2019 roku Ministerstwo Przedsiębiorczości i Technologii podało, że estymuje się średnią stawkę opłaty mocowej na poziomie 45 PLN/MWh. Prawdopodobnie opłata będzie zróżnicowana w poszczególnych godzinach doby. Zatem w przypadku firm produkujących głownie w godzinach szczytowych ta opłata będzie zdecydowanie wyższa w tych godzinach.

Mówiło się o dwóch wariantach dla godzin szczytowych:

1. Z rozporządzenia Ministra Energii z dnia 18 lipca 2018 roku w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym (http://isap.sejm.gov.pl/isap.nsf/download.xsp/WDU20180001455/O/D20181455.pdf ), że Okresem Zagrożenia są godziny 07:00 – 22:00.

2. Godziny szczytowe zgodne z taryfą OSD (przyjęto PGE Dystrybucja oddział Warszawa-Teren) dla taryfy B23.

Projekt rozporządzenia w sprawie szczegółowego sposobu pobierania opłaty mocowej opublikowany przez Rządowe Centrum Legislacji potwierdza, że wariant nr 1. jest aktualny i okres zagrożenia może trwać do 15 godzin w ciągu doby.

• Godziny: 7:00 – 22:00.
• Średnia stawka opłaty mocowej: 45 zł/MWh.
• Skoro w godzinach pozaszczytowych opłata mocowa wynosi 0 zł, to stawka w godzinach 7:00 – 22:00 średnio może wynieść 72 PLN/MWh.

Zobaczmy jak wygląda koszt i faktyczna średnia cena opłaty mocowej dla przedsiębiorstwa zużywającego rocznie 37,5 GWh energii elektrycznej przy profilu „szczytowym”

• Koszt opłaty mocowej: 1,98 mln PLN
• Średnia stawka opłaty mocowej przez całą dobę: 53 PLN/MWh

Cena energii elektrycznej dla przedsiębiorstw w Polsce i w Niemczech na tle opłaty mocowej

Jak wyglądać może rachunek za energię elektryczną przedsiębiorstw zużywających powyżej 10 i w granicach 100 GWh rocznie na tle przedsiębiorstw niemieckich? Biorąc pod uwagę możliwe zwolnienia i ulgi szacunkowa cena na 2021 rok może wyglądać następująco:

Zapowiadana od ponad roku średnia stawka opłaty mocowej na poziomie 45 zł/MWh do rachunku dystrybucji energii elektrycznej znacząco zmieni wysokość kwoty na fakturze za energię w Polsce:

Koszt opłaty mocowej dla przedsiębiorstw jest bardzo duży. W dalszej części artykułu, razem z Piotrem Kolasą przybliżymy:

• kwestię prawną opłaty mocowej i odpowiemy na pytanie czy można uzyskać zwolnienie z tej opłaty?
• jakie są możliwości ograniczenia wpływu opłaty mocowej na przedsiębiorców?

A czy Ty założyłaś/-eś już opłatę mocowę w budżecie swojej firmy na 2021 rok ?

Zgodnie z nowelizacją ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (tj. Dz. U. z 2020 r. poz. 247 z późn. zm.) od 1 stycznia 2021 r. wchodzi w życie nowy obowiązek związany z pokryciem kosztów rynku mocy. Opłata mocowa będzie dodatkowym kosztem związanym z zakupem energii elektrycznej z sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej. Z punktu widzenia odbiorców energii elektrycznej najważniejszym jest o ile zostaną zwiększone opłaty za pobór i zużycie energii elektrycznej. Co więcej przy założeniach dla polskiego rynku mocy pojawiła się kwestia ulgi w opłacie mocowej dla odbiorców przemysłowych i takie rozwiązanie zostało ujęte w ustawie. Po prawie trzech latach od przyjęcia ustawy o rynku mocy Polska nadal nie uzyskała notyfikacji Komisji Europejskiej dotyczącej ewentualnej ulgi w opłacie mocowej.

Co z tymi ulgami w opłacie mocowej dla przedsiębiorstw?

Sam mechanizm rynku mocy został notyfikowany decyzją Komisji Europejskiej 7 lutego 2018 r. o zgodności pomocy publicznej z rynkiem wewnętrznym UE, która jest związana z przewidzianym w ustawie o rynku mocy wynagrodzeniem za wykonywanie obowiązku mocowego. Jednak mechanizm ulgi w opłacie mocowej został wydzielony do odrębnego postępowania notyfikacyjnego. Taki wniosek został złożony przez Polskę na etapie rozmów z Komisją Europejską, w wyniku czego w kwietniu 2020 r. polski rząd otrzymał informację od unijnej komisarz ds. konkurencji Margrethe Vestager, iż Komisja Europejska nie zaakceptuje proponowanego rozwiązania w postaci ulgi w opłacie mocowej dla odbiorców przemysłowych. Jako jeden z argumentów Komisji Europejskiej była wskazywana parametryzacja ulgi mocowej. W tym zakresie były największe zastrzeżenia.

Dla przypomnienia, w obecnym brzmieniu ustawy, odbiorcy przemysłowi będą mogli skorzystać z następujących ulg:

• 80 % - jeżeli współczynnik intensywności zużycia energii elektrycznej wynosi nie mniej niż 3% i nie więcej niż 20%;
• 60 % - jeżeli współczynnik intensywności zużycia energii elektrycznej wynosi więcej niż 20% i nie więcej niż 40% - jest 60%;
• 15 % - jeżeli współczynnik intensywności zużycia energii elektrycznej wynosi więcej niż 40%.

Powyższy mechanizm stanowi odwzorowanie ulgi dla odbiorców przemysłowych zastosowanej w ustawie z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (tj. Dz. U. z 2020 r. poz. 261 z późn. zm.).

Co dla odbiorców przemysłowych oznacza brak notyfikacji ze strony Komisji Europejskiej?

Z prawnego punktów widzenia, art. 104 ustawy o rynku mocy stanowi tzw. klauzulę stand still co oznacza, że oznaczona część przepisów nie znajduje zastosowania do momentu wydania decyzji przez Komisję Europejską. Dotyczy to także przepisów o uldze mocowej.

Co w przypadku jeśli Komisja Europejska nie zaaprobuje propozycji Polski w zakresie zmiany parametrów ulgi mocowej? W naszej ocenie istnieje kilka rozwiązań, które zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa pozwalają na zmniejszenie obciążenia finansowego opłatą mocową. Poniżej przedstawimy mechanizmy, których wdrożenie zagwarantuje zmniejszenie opłat związanych z opłatą mocową.

Warto przypomnieć, iż w marcu 2019 r. brytyjski Tempus Energy zaskarżył decyzję Komisji Europejskiej w przedmiocie zatwierdzenia mechanizmu rynku mocy w Polsce. Co prawda Polski Komitet Energii Elektrycznej, który występuje w obronie polskiego systemu, wskazuje, iż zarzuty skarżącego są bezpodstawne. Jednak nie można zagwarantować, że unijny Sąd I Instancji podzieli jego stanowisko. Z informacji jakie posiadamy, rynek mocy nie jest zagrożony. Jednak z prawnego punktu widzenia uchylenie notyfikacji Komisji Europejskiej dotyczącej mechanizmu rynku mocy w Polsce może doprowadzić do sytuacji, że pobieranie opłaty mocowej będzie bezpodstawne, ponieważ opłata mocowa ma być przeznaczona na wynagrodzenie za wykonywanie obowiązku mocowego, który może zostać wstrzymany.

Jak działać w kwestii ograniczenia wpływu opłaty mocowej na nasze koszty?

Jeżeli nie będzie interwencji polskiego rządu, to koszty zakupu energii elektrycznej w godzinach szczytowych pomiędzy 7:00 a 22:00 od 1 stycznia 2021 istotnie wzrosną.

Powinien to by bodziec do zmiany profilu zużycia energii u odbiorców końcowych.

Poniżej kilka podstawowych działań, które możemy wykonać, aby lepiej przygotować się do ograniczenia wpływu opłaty mocowej na nasze budżety:

1. Audyt efektywności energetycznej i przegląd wszystkich istotnych procesów w firmie pod kątem możliwości zmniejszenia zużycia w godzinach szczytowych.

2. W dłuższej perspektywie z pewnością warto przeanalizować możliwość zainstalowania alternatywnego źródła energii, które pozwoli nam zmniejszyć pobór energii z sieci w godzinach szczytowych. Tu mam na myśli inwestycję w panele fotowoltaiczne na dachach, ścianach naszych budynków czy też farmę PV na posiadanych gruntach. Elektrownie wiatrowe na lądzie skutecznie ograniczają kwestie prawne, ale być może to się zmieni. Warto działać optymalnie, ale też strategicznie. Polecam przeanalizować kwestie ekonomiczne – czy instalację kupować samemu, czy też skorzystać z rozwiązań typu on site corporate Power Purchase Agreement (cPPA) lub Power Lease Agreement (cPLA). W przypadku cPPA lub cPLA polecam szczególnie uzyskanie wsparcia merytorycznego z zewnątrz. Deweloperzy często chcą rozmawiać z firmami, które dobrze znają wszystkie aspekty tego typu rozwiązań – jest to oszczędność czasu zarówno dla dewelopera jak i dla odbiorcy i przede wszystkich dużo wyższy poziom zrozumienia dość skomplikowanego pod kątem prawnym, technicznym i zakupowym tematu.

3. Kalkulacja opłacalności zbudowania magazynu energii, w celu obniżenia mocy zamówionej („peak shaving”) i zużycia w godzinach szczytowych. Większe koszty energii w godzinach szczytowych sprawią, że różnica pomiędzy cenami w ciągu dnia i nocnymi będzie jeszcze większa. Większa amplituda wahań cen pomiędzy dniem a nocą może znacząco poprawić rentowność takich projektów.

4. Układy kogeneracyjne mogą być doskonałą alternatywą dla energii płynącej z sieci dystrybucyjnej lokalnego OSD. Tym bardziej, że transformacja energetyczna Polski jeszcze potrwa, a wpływ cen uprawnień do emisji CO2 jest nieunikniony. Przy kalkulacjach i business case'ach na pewno należy wziąć pod uwagę zmienność cen paliwa gazowego. Aktualnie są one na bardzo atrakcyjnych poziomach, jednak to może się zmienić. Za przemawiają również subsydia CAPEXowe i OPEXowe - dofinansowania i system 15 letnich taryf gwarantowanych FiT i FiP.

5. DSR, czyli rozwiązania Demand Side Response, to dodatkowa możliwość uzyskania przychodów niwelująca efekt opłaty mocowej.  DSR może być interesujący dla przedsiębiorców, którzy mogą czasowo ograniczyć pobór mocy np. przez zastąpienie poboru energii elektrycznej z sieci na własne źródło wytwarzania w czasie wezwania do ograniczenia poboru z sieci lub też przesunięcie poboru mocy na inne godziny doby.

6. Kiedy szukamy oszczędności na kosztach energii nie zapominajmy o wdrożeniu systemów zarządzania zakupem i zużyciem energii. Dobry monitoring zużycia podpowie nam, które urządzenia wymagają optymalizacji (szczególnie te działające w godzinach szczytowych). To jednak tylko jedna strona medalu. Systemy zarządzania zużyciem uzupełnione o kontrolę cen energii pozwolą w pełni wykorzystać okazje rynkowe oraz przewidywalność budżetu na najbliższe lata. W przyszłości taka kombinacja pozwoli dynamicznie zarządzać zmianą źródeł dostaw energii: gdy energii z sieci będzie tania będziemy kupować z sieci, gdy drogo – wykorzystamy swoje magazyny lub kogenerację.