Odbiorcy zapłacą

Coraz częściej zdarzają się dni w polskiej energetyce, kiedy zapotrzebowanie na energię elektryczną wzrasta do krytycznego poziomu – zachodzi ryzyko, że mogą wystąpić problemy z zaspokojeniem szczytowego zapotrzebowania odbiorców na moc. Z każdym rokiem ryzyko to zwiększa się – zużycie energii w kraju wzrasta, natomiast przyrost nowych mocy nie utrzymuje podobnego tempa. W niedalekiej przyszłości nastąpi deficyt mocy wytwórczych.

Zgodnie z odpowiedzią resortu klimatu z dnia 8.09.2020 r. na interpelację poseł Magdaleny Łośko, w 2026 r, ograniczenia w dostawie energii będą występowały jedynie przez 2,4 h.

– W przypadku zaprzestania dalszych aukcji i działania rynku mocy będzie to 660 h. Ta wartość nie pozwoli przedsiębiorstwom na planowanie produkcji i nie zabezpieczy ich infrastruktury – tłumaczy Piotr Dziadzio, wiceminister klimatu oraz pełnomocnik Rządu do spraw Polityki Surowcowej Państwa.

Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, czyli dostępu do energii elektrycznej, zależy od dostępności źródeł wytwarzania. Rozwiązaniem problemu jest ustawa o rynku mocy z 8 grudnia 2017 r., która wdrożyła tzw. rynek mocy, na którym towarem jest moc dyspozycyjna. W ramach aukcji kontraktowana ma być moc z kilkuletnim wyprzedzeniem, która zapewni pokrycie wcześniej prognozowanego zapotrzebowania na moc w poszczególnym roku. Aukcje mają zapewnić niskie koszty rynku mocy. Jednostki, które wygrywają akcję, muszą pozostać w gotowości do dostarczania mocy w określonych godzinach, czyli np. w trakcie największego zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju. Pierwsza aukcja mocy odbyła się 15 listopada 2018 r., natomiast 2021 r. będzie pierwszym rokiem dostaw mocy.

Co da rynek mocy?

Tak jak wcześniej zauważono, rynek mocy ma zapewnić stabilność dostaw energii, wsparcie dla jednostek wytwórczych, inwestycje w nowe elektrownie. Rynek mocy ma także wpływ na rozwój OZE – tzw. backup może zapewnić bezproblemowy rozwój alternatywnych źródeł, magazynów energii oraz usług redukcji zapotrzebowania odbiorców na polecenie OSP (DSR). Założenia brzmią ambitnie, ale gdzie jest haczyk? Koszty rynku mocy mają być poniesione poprzez tzw. opłatę mocową, która będzie częścią taryfy za dystrybucję i przesył energii elektrycznej. Opłata, która wywołała więcej emocji niż same wprowadzenie rynku mocy, pierwotnie powinna obowiązywać od października 2020 r. W ramach nowelizacji ustawy o biokomponentach opóźniono wejście w życie tej opłaty na 1 stycznia 2021 r.

Co z ulgą dla przemysłu? Optymalizuj albo giń

Opłata mocowa uderzy rykoszetem w przedsiębiorców oraz przede wszystkim w przemysł energochłonny. Ten ostatni wystosował w czerwcu br. list do premiera Mateusza Morawieckiego o odroczenie wprowadzenia opłaty mocowej do końca 2021 r. oraz wypracowanie instrumentów ochraniających energochłonne firmy przed podwyżkami cen energii.

Taką ulgę właściwie przewidziano w ustawie, ale jak się okazuje – wprowadzono ją de facto pod warunkiem zawieszającym, co tłumaczy nam prawnik Karolina Wcisło-Karczewska z Kancelarii Brysiewicz i Wspólnicy. Jak się okazuje, warunkiem jest pozytywna decyzja KE, gdyż taka ulga jest traktowana jako pomoc publiczna dla przedsiębiorców. Ekspert tłumaczy GLOBEnergia.pl, że pomimo upływu już 3 lat od uchwalenia ustawy o rynku mocy, tej decyzji KE nie ma i jak wskazywano według nieoficjalnych doniesień – zgoda nie zostanie wydana. Wcisło-Karczewska wskazuje, że przedsiębiorcy są w swego rodzaju zawieszeniu, z coraz większym prawdopodobieństwem, że żadnych ulg nie będzie. Przesunięcie terminu obowiązywania na styczeń 2021 r. to mijanie się z celem, co w praktyce będzie tylko odroczeniem obowiązku w czasie i zamiatanie problemu pod dywan.

Karolina Wcisło-Karczewska wskazuje ponadto, że na tę chwilę nie znamy także szczegółowych stawek opłaty. – Wprawdzie niektóre branże energochłonne będą mogły skorzystać z tzw. rekompensat sektorowych (ok. 300 przedsiębiorstw), jednak pozostali odbiorcy o dużym wolumenie zużycia energii – zwłaszcza w godzinach szczytu – nie unikną wyższych rachunków za energię po wprowadzeniu opłaty mocowej. Niemal oczywistym jest przy tym, że wyższe koszty energii wpłyną też na ceny za wytwarzane produkty i usługi oferowane klientom. W trudnych warunkach wygrają ci przedsiębiorcy, którzy podejmą kroki w celu optymalizacji kosztów energii w przedsiębiorstwie, czyli np. podejmą działania w celu poprawy efektywności energetycznej, w tym zmniejszenia zużycia w godzinach szczytu, albo zainwestują we własne źródła wytwórcze – mówi w rozmowie z GLOBEnergia.pl Karolina Wcisło-Karczewska z Kancelarii Brysiewicz i Wspólnicy.

Z kolei Bogdan Szymański, prezes Stowarzyszenia Branży Fotowoltaicznej Polska PV (SBF PV), wskazuje w komentarzu, że opłata mocowa przełoży się przede wszystkim na wzrost kosztów dystrybucji w godzinach szczytowego zapotrzebowania.

– Długofalowym skutkiem rynku mocy powinno być wypłaszczenie zapotrzebowania na moc w wyniku przeniesienia pewnych energochłonnych procesów technologicznych, które są możliwe do przesunięcia na godziny poza szczytem. Drugim zjawiskiem powinny być inwestycje we własne źródła wytwórcze w firmach, w tym także źródła OZE – tłumaczy Szymański. Trudno jednak na dziś wskazać jednoznacznie, jak duże będzie to zjawisko. Ekspert wskazuje, że będzie to zależeć od szczegółów, których jeszcze nie znamy. Tłumaczy, że jeżeli opłata mocowa będzie powiązana z liczbą używanych kWh i będzie rozliczana w opuście, będzie kolejnym argumentem za domowymi instalacjami prosumenckimi. W przypadku firm opłata mocowa raczej będzie powiązana z zapotrzebowaniem na moc w szczycie, z tego powodu można spodziewać się wzrostu zainteresowania instalacjami fotowoltaicznymi przez firmy.

Kolejny bodziec do inwestowania w OZE, także dla przedsiębiorców

Na opłacie mocowej może skorzystać właśnie branża OZE. Podwyżka ceny energii elektrycznej może tylko zachęcić osoby prywatne i przedsiębiorców do inwestowania w np. instalacje PV. Przede wszystkim, posiadacze instalacji fotowoltaicznych nie muszą się martwić faktem wprowadzenia opłaty mocowej, gdyż osoby prywatne i przedsiębiorcy nie odczują tego. Karolina Wcisło-Karczewska wyjaśnia, że opłata mocowa jest naliczana od energii, która została pobrana z sieci dystrybucyjnej (przesyłowej) i zużyta na własne potrzeby odbiorcy. Ekspert tłumaczy, że w przypadku podmiotów posiadających instalacje wytwórcze, zwykle większą część zużycia zapewnia sama instalacja. Co więcej, niewątpliwie po wprowadzeniu opłaty mocowej wpływającej na wzrost kosztów energii, zwrot z inwestycji w panele fotowoltaiczne nastąpi szybciej niż miało to miejsce dotychczas.

– W tym sensie można zatem powiedzieć, że wprowadzenie opłaty mocowej może być swego rodzaju bodźcem dla przedsiębiorców do inwestycji we własne źródła OZE – stwierdza nasza rozmówczyni.

Rozwiązaniem może być także DSR

Okazuje się, że ten sam rynek mocy, którego wprowadzenie wiąże się z opłatą mocową, oferuje mechanizmy pozwalające skompensować opłatę mocową. Takim rozwiązaniem jest DSR, czyli gotowość firmy do obniżenia swojego zwyczajowego poziomu pobieranej mocy w sytuacji zagrożenia stabilności krajowego systemu energetycznego w zamian za z góry określoną stawkę. Szczegóły tego rozwiązania dla firm przedstawił nam Tomasz Dulko, ekspert Lerta S.A. ds. efektywności energetycznej w przemyśle. Nasz rozmówca podkreśla, że redukcja mocy nie musi oznaczać przerwania produkcji. Samych sposobów realizacji takiego ograniczenia jest co najmniej kilka.

– Rozwiązanie jest szczególnie korzystne dla firm, bowiem pieniądze z DSR wolne są od wszelkiego ryzyka, ich wypłatę gwarantują PSE. Niepotrzebne są żadne opłaty na start, a wysokość wypłacanego wynagrodzenia może wynosić nawet 140 tys. zł za każdą zadeklarowaną MWh, niezależnie od tego, czy nastąpi wezwanie do redukcji, czy nie. Jak łatwo policzyć, w ciągu trwania pięcioletniej umowy firma może zarobić niemal milion złotych dodatkowych środków. Przychód ten może stanowić źródło finansowania inwestycji w źródła, energooszczędność lub systemy zarządzania energią, a to z kolei jeszcze bardziej zmniejsza zużycie energii, obniżając zobowiązania z tytułu opłaty mocowej – tłumaczy Dulko w rozmowie z GLOBEnergia.pl.

Ekspert wskazuje także, że udział przedsiębiorstwa w DSR to korzyści systemowe, czyli zapewnienie stabilnych dostaw energii niezależnie od bieżącego zapotrzebowania rynkowego oraz korzyści wizerunkowe. Dulko wskazuje, że przystępując do programu zyskuje się prawo do używania godła „Wspieram bezpieczeństwo energetyczne Polski”. Sam proces przystąpienia jest stosunkowo prosty. W przypadku, gdy przedsiębiorstwa chce wziąć udział w programie DSR, musi podpisać umowę z jednym z agregatorów DSR działających na rynku, chyba, że przedsiębiorstwo posiada potencjał redukcji ponad 10MW.

– To otwiera przed firmami dodatkowe możliwości, pod warunkiem, że takim agregatorem jest wirtualna elektrownia. Oprócz wynagrodzenia za gotowość, które otrzymuje się w systemie kwartalnym, podpisanie umowy o świadczenie usług DSR z wirtualną elektrownią to szereg innych korzyści. Umożliwia ona dostęp do najbardziej innowacyjnych narzędzi na rynku energii i korzyści, jakie oferują, m.in. możliwość integracji z magazynami energii, ładowarkami samochodowymi oraz korzyści finansowe za dostęp do nadwyżek mocy klienta. To także większa świadomość zużycia energii w ramach własnej działalności i tego, jak można je poprawić oraz dostęp do inteligentnych systemów zarządzania energii pozwalających na kilkudziesięcioprocentowe oszczędności w zużyciu energii – tłumaczy Dulko.

Nasz rozmówca zaznacza, że firmy które chcą pozostać konkurencyjne, które powinny mieć spójną strategię energetyczną w obliczu rosnących cen energii, opłaty mocowej oraz dziejącej się na naszych oczach transformacji energetycznej. I jak podkreśla, strategia nie powinna się opierać tylko na poszukiwaniu najtańszego dostawcy energii. – Dziś jest to wielowymiarowe wyzwanie uwzględniające m.in. inwestycje we własne źródła wytwórcze i efektywność energetyczną, koncepcję uczestnictwa w programie DSR czy odpowiednie kontraktowanie dostaw jak umowy PPA – puentuje Tomasz Dulko z Lerta S.A.

Patrycja Rapacka

Analityk i redaktor w GLOBEnergia. Transformacja energetyczna, OZE, offshore wind, atom