Krzysztof Majka Politechnika Lubelska
STAWKA SIECIOWA OPŁATY PRZESYŁOWEJ W TARYFACH SPÓŁEK DYSTRYBUCYJNYCH
CZĘŚĆ VII. PODSUMOWANIE
Aby móc właściwie oceniać taryfy przedsiębiorstw dystrybucyjnych za usługi przesyłowe, niezbędna jest nie tylko znajomość przyjętych do ich kalkulacji charakterystyk zapotrzebowania mocy i energii elektrycznej przez poszczególne grupy odbiorców i ich zbiorowość. Potrzebna jest też akceptowana przez wszystkich metodyka kalkulacji taryf.
Punkt widzenia zależy od interesu strony
Punkt widzenia przedsiębiorstwa dystrybucyjnego1, a często też i organu regulacyjnego, nie jest równoznaczny z punktem widzenia kupujących energię odbiorców końcowych. Oświadczenia o uwzględnianiu w kalkulacjach interesów i możliwości kupujących mogą wprawdzie stwarzać ta- kie złudzenie, ale nie zawsze muszą być prawdziwe. W interesie dostawcy usługi przesyłowej leży bowiem zapewnienie przedsiębiorstwu jak największego przychodu z prowadzonej działalności, a organ regulacyjny ogranicza te przychody do takiego poziomu, jaki uzna za właściwy w konkret- nych warunkach. Odbiorca zaś chciałby zapłacić jak najmniej, a przynajmniej ponosić konsekwen- cje finansowe tylko kosztów przez siebie kreowanych.
Podstawowym kryterium regulacji jest wymaganie zapisane w § 26 rozporządzenia taryfowego [3], dotyczące ceny wskaźnikowej dla danego rodzaju działalności w danym roku okresu regulacji.
Daje ono organowi regulacyjnemu prawo i możliwość zapewniania ochrony interesów odbiorców, ale tylko w całej ich zbiorowości. I w tym uogólnieniu interesów odbiorców tkwi zapewne sedno różnicy w ocenach jakości regulacji wykonywanej przez URE.
Ogromne znaczenie ma też szczególna cecha specyficzna energii elektrycznej jako towaru.
Zgodnie z Prawem energetycznym [5], w Polsce jest to wprawdzie towar rynkowy, ale dla zapew- nienia ochrony interesów odbiorców w warunkach braku konkurencji jest on poddany cenowej kon- troli regulacyjnej. Można by to odczytywać jako namiastkę ograniczonego traktowania energii elektrycznej jako dobra użyteczności publicznej, chociaż tylko w okresie przejściowym do pełnego wdrożenia mechanizmów rynku konkurencyjnego. Z punktu widzenia przedsiębiorstw energe- tycznych takie podejście bywa odczytywane jako przesadne, ale z punktu widzenia pojedynczych odbiorców jest ono niewystarczające. Świadczenie usług przesyłowych stanowi bowiem i dość długo jeszcze będzie stanowić monopol naturalny dystrybutorów energii elektrycznej. Podobnie dostawa energii do odbiorców masowych też jeszcze przez dość długi czas będzie działalnością zmonopolizowaną.
1 Spółki, potocznie nazywane w Polsce „spółkami dystrybucyjnymi”, są nie tylko spółkami dystrybucyjnymi. Trzeba zacząć oficjalnie odróżniać w nazwie przedsiębiorstw działalność dystrybucyjną od zbioru kilku rodzajów działalności energetycznej. Używanie terminu zastosowanego również w tytule tego opracowania może być mylące. Nie wiem jak najtrafniej należałoby nazywać te nasze „spółki dystrybucyjne”, ale godne uwagi są definicje przytoczone w Dyrekty- wie 2003/54/EC [1]. Dystrybucja to transport energii elektrycznej wysoko-, średnio- i niskonapięciowymi systemami dystrybucyjnymi w celu dostarczenia jej odbiorcom, lecz z wyłączeniem samej dostawy. Z kolei dostawą jest sprzedaż łącznie z odsprzedażą energii elektrycznej odbiorcom, co precyzyjniej od używanego u nas „obrotu” oddaje istotę tej działalności. Nasze „spółki dystrybucyjne” to obecnie chyba więc przedsiębiorstwa dystrybucyjno-dostawcze.
________________________________________________________________________________________________________________________
Zagrożeniem dla interesów odbiorców może też być zasada samofinansowania się sektora ener- gii elektrycznej. Za wszystko co się dzieje w elektroenergetyce, w krótkiej perspektywie lub w roz- łożonym na dłuższy czas procesie, muszą zapłacić odbiorcy końcowi. Im więc oni będą musieli zapłacić więcej, tym więcej pozostanie do podziału pomiędzy przedsiębiorstwa sektora. A nie zaw- sze ma to związek logiczny z kosztami uzasadnionymi.
Wszystko komplikuje się dodatkowo koniecznością uwzględniania zaszłości: od historycznie utrwalonego zaniżenia cen energii elektrycznej dla odbiorców domowych, do spowodowanej Pra- wem energetycznym zmiany koncepcji kalkulacji cen i stawek opłat.
Istnieją więc określone bariery dla poprawnego kształtowania i kalkulacji taryf, ale nie powin- ny one, mimo wszystko, pozbawiać tego procesu niezbędnej logiki. Za przykład niech posłużą kon- trowersje co do różnicowania stawek opłat w strefach czasowych.
Stawki całodobowe i stawki zróżnicowane w strefach czasowych
O ile do przejścia ze stawek zróżnicowanych w strefach czasowych na stawki całodobowe po- trzebna jest tylko znajomość udziału zapotrzebowania energii w strefach czasowych przez rozpatry- waną grupę odbiorców, o tyle do przejścia ze stawki całodobowej na stawki zróżnicowane w stre- fach czasowych wymagana jest szczegółowa znajomość zróżnicowania stosownych kosztów w tych strefach. Kalkulacje wykonywane „na wyczucie”, nawet te najbardziej wyrafinowane, zawierają zwykle błąd, wynikający z założenia o powtarzalności zaobserwowanych kiedyś prawidłowości.
Rozważając zaś problem z punktu widzenia ryzyka dystrybutora i kosztów ponoszonych przez odbiorców, wypada zauważyć, że stosowanie stawek całodobowych jest dla dystrybutora obarczone ryzykiem, iż odbiorcy zmienią niekorzystnie dla niego strukturę zużycia energii w strefach czaso- wych, co zwiększy jego koszty, podczas gdy odbiorcy ponosić będą takie same opłaty. Tracą na całodobowych stawkach również odbiorcy o korzystniejszej od przyjętej do kalkulacji strukturze zużycia energii w strefach czasowych, a zauważają to zwłaszcza wtedy, jeśli poprzednio byli rozliczani strefowo. Oni też mogą słać skargi do URE. Zyskają natomiast na całodobowych staw- kach odbiorcy o gorszej od przyjętej do kalkulacji strukturze zużycia energii w strefach czasowych.
Oni jednak skarg do URE nie muszą wysyłać.
Stosowaniu stawek strefowych towarzyszy mniejsze ryzyko dystrybutora. Aby go całkowicie uniknąć, dystrybutorzy niekiedy „przerysowują” zróżnicowanie stawek, co można by pewnie uza- sadniać kalkulacją przewidywanych zachowań rynkowych odbiorców, ale co też powinno być jakoś usankcjonowane. Gdyby i tak nawet było, to czy ktoś zna przypadek zwrotu odbiorcom niezasadnie naliczonych opłat, jeżeli takie przewidywania nie sprawdziłyby się? Patrząc zaś na problem od strony odbiorców, to na stosowaniu stawek strefowych korzystają odbiorcy o korzystniejszej od przyjętej do kalkulacji strukturze zużycia energii w strefach czasowych, a tracą odbiorcy o mniej korzystnej od przyjętej do kalkulacji strukturze zużycia energii w strefach czasowych. Z tzw. sys- temowego punktu widzenia jest to słuszniejsze rozwiązanie, ale na niezasadnie „przerysowanym”
zróżnicowaniu stawek tracą nie tylko wszyscy ci odbiorcy, którzy zachowali się inaczej niż zakładał w przewidywaniach dystrybutor energii, ale też i ci odbiorcy, którzy nie zmienili struktury strefo- wej zapotrzebowania energii. A dla nich jest to nieuzasadniony wzrost stawek opłat.
Metodyka kalkulacji taryf
Dyrektywa 2003/54/EC [1] zawiera w art. 23 ust. 2 postanowienie, że organy regulacyjne po- winny być odpowiedzialne za ustalanie lub zatwierdzanie co najmniej metodologii wykorzys- tywanej do kalkulacji lub określania zasad i warunków, przed wejściem w życie, w zakresie przy- łączenia i dostępu do krajowych sieci, w tym także taryf przesyłowych i dystrybucyjnych. Skracając
to sformułowanie i unikając przesadnego terminu metodologia2, można więc stwierdzić, że organy regulacyjne powinny być odpowiedzialne za ustalanie lub zatwierdzanie co najmniej metodyki wy- korzystywanej do kalkulacji taryf dystrybucyjnych. Jakby więc tego nie odczytywać, konieczne jest ustalenie metodyki kalkulacji taryf dystrybucyjnych.
Zakładając, że zostaną podjęte działania zmierzające do wypracowania metodyki kalkulacji taryf przedsiębiorstw dystrybucyjnych, chciałoby się zwrócić uwagę na konieczność uregulowania w niej kilku wybranych kwestii. Nie obejdzie się bez konieczności nowelizacji niektórych zapisów prawnych, co w świetle Dyrektywy 2003/54/EC jest i tak nieuchronne, nie tylko ze względu na tę okoliczność.
Na co należałoby zwrócić uwagę w metodyce?
Koszty uzasadnione przenoszone z użyciem stawki sieciowej. Specyfikację tych kosztów po- daje w § 19 ust. 1 i 2 rozporządzenie taryfowe [3]. Może nie jest ona zbyt precyzyjnie sformu- łowana, ale – jak się wydaje – obejmuje to co powinna, chociaż z zastrzeżeniem zapisanym w aka- picie dotyczącym mocy umownych. Kwestia tzw. uzmienniania składnika stałego też będzie roz- ważana w dalszej kolejności.
Moc umowna jako baza odniesienia dla składnika stałego. W § 19 ust. 3 Rozporządzenie taryfowe [3] definiuje bazę odniesienia jako sumę mocy umownych pobieranych przez odbiorców, w tym innych operatorów z sieci o danym poziomie napięć znamionowych. Brakuje w tym miejscu mocy przesłanych do sieci innych poziomów napięć znamionowych3. Największym problemem obecnie jest jednak praktyczna niemożliwość wyznaczenia dla wszystkich odbiorów porównywal- nych w sensie technicznym mocy umownych, pomijając już to, że nie wszystkie moce przesyłane sieciami danego poziomu napięć znamionowych są zapisane w jakichś umowach.
Jeżeli pojęcie mocy umownej nie zostanie jednoznacznie zdefiniowane w sposób uniwersalny, by mogło mieć co najmniej porównywalny sens techniczny, a najlepiej gdyby to była wielkość monitorowana, to problemu naliczania składnika stałego stawki sieciowej nie będzie można rozsąd- nie i poprawnie rozwiązać.
Ponieważ opomiarowanie wszystkich odbiorców w stopniu pozwalającym monitorować pobór mocy raczej nie jest realne, to kto wie, czy najlepszym rozwiązaniem nie będzie powrót do mocy przyłączeniowych dla odbiorców niedostatecznie opomiarowanych i maksymalnego poboru mocy dla odbiorców o kontrolowanym poborze.
Można by to robić też inaczej. Problem dotyczy – jak wiadomo – odbiorców grup taryfowych C1X i G. Wydaje się, że w badaniach prowadzonych przez EM&CA-WINUEL [2] zebrano już wystarczająco dużo informacji o szczytowym rocznym poborze mocy przez w miarę reprezen- tatywne grupy tych odbiorców. Gdyby te informacje uporządkować względem prądów znamiono- wych zabezpieczenia przedlicznikowego, to znane byłyby średnie moce roczne szczytowe, które powinny być ich mocami umownymi.
Przekroczenia mocy umownej. Niezależnie od przyjętej interpretacji mocy umownej, należy odstąpić od handlowego traktowania jej przekroczeń. Można by przyjąć, że przekroczenie skutkuje określoną karą i wyznaczeniem mocy umownej na poziomie odpowiadającym zmierzonemu maksymalnemu poborowi mocy. Karze tej nie podlegaliby wprawdzie odbiorcy nieobjęci kontrolą poboru mocy, ale naliczanie im opłaty zależnej od mocy przyłączeniowej i jednakowej na danym
2 Wielka Encyklopedia PWN (2003, t. 17) podaje, że metodologia (nauk) jest nauką o metodach działalności naukowej i stosowanych w nauce procedurach badawczych. Metodyką w znaczeniu ogólnym jest zaś zespół wytycznych dotyczą- cych sposobów postępowania, efektywnych ze względu na określony cel. Metodologia powinna badać zasadność stoso- wania metodyk. Niby więc wszystko jasne, ale czy metodologia nie brzmi wznioślej?
3 Gdyby tego zaniechać, to np. odbiorców przyłączonych do sieci WN obciążyłoby się kosztami przesyłu mocy sieciami WN do sieci SN i nN, czyli kosztami kilkakrotnie większymi niż należałoby.
________________________________________________________________________________________________________________________
napięciu znamionowym dla wszystkich odbiorców wysokości składnika stałego stawki sieciowej byłoby wystarczająco dotkliwe. Mogłoby nawet skutkować chęcią współfinansowania układu po- miarowego monitorującego pobór mocy.
Ograniczenie opłat stałych w oparciu o art. 45 ust. 5 ustawy [5]. Należałoby zbadać (albo skorzystać ze znanych badań, jeśli były prowadzone), czy próg ograniczenia opłat stałych do po- ziomu 40% łącznych opłat przesyłowych jest zasadny dla energii elektrycznej. Jeśli w składniku stałym są przenoszone m.in. koszty modernizacji i rozwoju sieci, to może okazać się, że ten próg musi być zawsze przekraczany na wszystkich lub na niektórych poziomach napięć znamionowych.
Gdyby tak było, to należałoby rozważyć przenoszenie określonej, ale jednakowej części kosztów stałych do składnika zmiennego na wszystkich poziomach napięć znamionowych. Nie tylko wymóg ustawowy mógłby być wtedy spełniony, ale i relacje między wysokością składnika stałego na róż- nych poziomach napięć nie byłyby już takie przypadkowe.
„Strefowość” składnika zmiennego. Metodyka powinna decydować o tym, kiedy i na jakiej podstawie można wysokość składnika zmiennego różnicować w strefach czasowych. Powinno być też wiadome, czy i ewentualnie w jakim zakresie dopuszcza się „przerysowywanie” wysokości stre- fowych składników zmiennych.
Subsydiowanie odbiorców domowych. Nie mając raczej przekonania, że państwo weźmie na siebie dotowanie gospodarstw domowych lub jakiejś ich części, a kosztami tego subsydiowania trzeba obciążać odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi, należy subsydiowanie potrak- tować jako koszt okresu przejściowego i wyznaczyć rozsądny horyzont jego wyeliminowania.
Należałoby zbadać, czy szybciej nie udałoby się tego osiągnąć przy stosowaniu ceny jednoskład- nikowej, odpowiednio całodobowej lub dwustrefowej. I tak to całe naliczanie miesięcznej wyso- kości składnika stałego stawki sieciowej jest w istocie tylko jakimś symbolicznym zwiększeniem opłaty abonamentowej. W poszczególnych przedsiębiorstwach dystrybucyjnych może to nieco inaczej wyglądać, ale – przykładowo – w Lubelskich ZE [4] odbiorcom 3-fazowym grupy taryfowej G11 o rocznym zapotrzebowaniu 1,5 MWh tylko około 6% płatności nalicza się jako opłaty stałe.
Przejście na taki sposób rozliczeń nie zmieniałoby w praktyce nic, poza ewentualną koniecznością rozdzielenia opłaty abonamentowej na część należną przedsiębiorstwu dostawczemu i część należną przedsiębiorstwu dystrybucyjnemu, ale to dopiero w perspektywie rozdzielenia tych dwu rodzajów działalności.
Jaki natomiast jest faktyczny poziom tego subsydiowania, to najlepiej chyba wiedzą przedsię- biorstwa dystrybucyjno-dostawcze. Ma tę wiedzę również URE. Postronny obserwator widzi, że jedynie wysokość składnika stałego stawki sieciowej jest tu znacznie niższa niż u innych odbior- ców.
Subsydiowanie między rodzajami działalności. Jeżeli takie subsydiowanie występuje, a wy- starczającą wiedzą na ten temat musi dysponować URE, to trzeba je wyeliminować możliwie jak najszybciej, by nie okazało się, że po rozdzieleniu przedsiębiorstwa dystrybucyjne rozpoczną samodzielną działalność od np. niezasadnie wysokiej ceny wskaźnikowej, a przedsiębiorstwa dos- tawcze od odpowiednio niezasadnie niskiej ceny wskaźnikowej. O tym, że nie wszystko jest w po- rządku, świadczy chociażby powtarzające się w wielu taryfach wyjaśnienie, że opłatę abonamen- tową w tej samej wysokości nalicza się zarówno odbiorcom zakupującym energię elektryczną i us- ługi przesyłowe, jak i odbiorcom zakupującym jedynie usługi przesyłowe.
Opłaty jednostronnie funkcjonujące. Dotyczy to przekraczania mocy umownych i opłat z ty- tułu ponadumownego poboru mocy biernej. Jeśli mają mieć one charakter handlowy, to powinny działać w obydwie strony: za przekroczenie płaci odbiorca, za niewykorzystanie limitu zwraca dos- tawca. Taki chyba jest sens rynku niezmonopolizowanego.
Co ponadto? Czego rzeczywiście potrzeba, by stawki opłat taryfowych można było kalku- lować obiektywnie, najlepiej wiedzą specjaliści, zajmujący się tą problematyką w przedsiębior- stwach dystrybucyjnych. Z ich wiedzy i doświadczeń należałoby więc przede wszystkim skorzystać
przy opracowywaniu takiej metodyki kalkulacji opłat dystrybucyjnych. Naukowcy pewnie zaś mogliby włączyć się w ten proces z pożytkiem dla sprawy.
* * * * * * * Suplement:
W odpowiedzi na komentarz do części VI opracowania
Obszerny komentarz napisał „Szarif”. Nie przytoczę go w całości, ale postaram się ustosunkować do wszystkich poruszonych wątków. Z pewnym poślizgiem zareagował „Zgaga”, a w piątek 13-go „odciął” mu się „Szarif”.
Uwagi „Szarifa” są trafne, chociaż jednak z niewielkimi zastrzeżeniami. Wątek rozdźwięku między podejściem teoretycznym a praktyką potraktuję skrótowo. Zgadzam się, że sedno zagadnienia poznaje się najlepiej dopiero wtedy, gdy trzeba coś samemu zrobić. Przyznam się, że nie zauważyłem braku uwzględniania mocy przesyłanych do innych poziomów napięć znamionowych w zapisach rozporządzenia [3]. Dałem temu wyraz w tej części opracowania. ♦ Uni- kałbym podziału kosztów stałych na podstawie udziału w zużyciu energii. Ale trzeba dysponować lepszą miarą.
♦ Śmieszności wzoru (4) z VI części nie dostrzegam, ale zauważam nieścisłość objaśnienia N. Ma to być liczba godzin przynależnych do danej strefy czasowej w rozpatrywanym okresie czasu. ♦ Na temat strefowości składnika zmiennego wypowiedziałem się w tej części aż nazbyt szczegółowo. ♦ Moje uwagi do jakości regulacji w wykonaniu URE nie dotyczą kontroli przychodów, a braku ingerencji w kwestie szczegółowe, m.in. w kalkulacje wysokości poszczególnych stawek i zatracenie związku między ich sensem prawnym a sensem praktycznym. Nie tylko zresztą z winy URE, często z powodu usterek samego prawa. ♦ Na temat subsydiowania gospodarstw domowych wypowiedziałem się w tej części opracowania. Co do przewidywanego 20%-owego wzrostu cen, to ja sam nie mam możliwości zbadania tego. Wyda- wało mi się, że zacytowałem uznanego przywódcę PTPiREE, który z kolei albo cytował kogoś, albo sam to wiedział.
Dziękuję „Zgadze” za wyjaśnienie, czym są usługi sieciowe. Już nie będę się czepiał. ♦ Co do zdania wprowa- dzającego do części VI, to nie podzielam opinii. Proszę zajrzeć do taryfy [4] i zapoznać się ze stawkami opłat prze- syłowych w grupach np. B24 i B23. Czy nie wywołują skojarzeń z sufitem? ♦ Chroniąc odbiorców domowych, dokłada się odbiorcom przemysłowym. Co jest lepsze lub gorsze, nie wiem. ♦ Do pozostałych wątków sporu z „Szarifem” nie chciałbym wtrącać się.
I na zakończenie informacja. Ponieważ VII część kończy cykl publikacji o stawce sieciowej, to już nie będę mógł się ustosunkować do następnych komentarzy. Podaję jednak adres e-mailowy i mam nadzieję, że żaden wirus nie zakłóci ewentualnej korespondencji. Swego czasu miałem w poczcie list od niejakiego „energetyka” i nie wiem, czy musiał być usunięty w ferworze walki z wirusem. Ale co się stało, to się już nie odstanie.
Literatura
[1] Dyrektywa Unii Europejskiej 2003/54/EC w sprawie wspólnych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej.
Fakty. Dokumenty, Nr 3/2003 (31).
[2] EM&CA-WINUEL: Badanie obciążeń i budowa katalogu charakterystyk odbiorców energii elektrycznej.
Warszawa, maj 2003.
[3] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne. Na podstawie: Obwieszczenie Marszałka Sejmu Rze- czypospolitej Polskiej z dnia 15 lipca 2003 r. w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu ustawy – Prawo energe- tyczne. Dz. U. Nr 153, poz. 1504.
[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] Taryfa dla energii elektrycznej Lubelskich Zakładów Energetycznych SA. Biuletyn Branżowy URE – Energia elektryczna. Nr 29/2003 (308) – 16 czerwca 2003 r.
Copyright by Krzysztof Majka
Politechnika Lubelska, Katedra Elektrowni i Gospodarki Energetycznej ul. Narutowicza 56a, 20-016 LUBLIN,
kama@elektron.pol.lublin.pl
