Z dniem 1 stycznia weszła w życie opłata mocowa. Opłata ta wynika wprost z przyjętej w 2017 roku ustawy o rynku mocy, która tworzy mechanizm wynagradzania wytwórców energii za utrzymywanie dyspozycyjności. Można ją więc nazwać opłatą za utrzymanie bezpieczeństwa energetycznego. Jej wysokość oblicza Prezes URE, bazując na przepisach ustawy o rynku mocy oraz rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska.
– Wysokość opłaty mocowej odzwierciedla wprost płatności dla dostawców mocy, które wynikają z aukcji rynku mocy. Środki pozyskane z tej opłaty przeznaczone będą na budowę nowych, modernizację i utrzymanie istniejących jednostek wytwórczych. Celem jest wzmocnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i zmniejszenie ryzyka tzw. blackoutu – zaznacza Rafał Gawin, Prezes URE.
Opłata mocowa będzie dotyczyła wszystkich korzystających z energii, jednak najbardziej obciąży przedsiębiorstwa, szczególnie te energochłonne, jak huty i odlewnie. Do obliczenia stawki opłaty mocowej, choć takiej samej wysokości dla wszystkich, stosuje się bowiem wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci w wybranych godzinach doby. W praktyce dla taryf A i B, oznacza to ogromny wzrost ceny usług dystrybucyjnych.
Dotychczas średnia cena opłat dystrybucyjnych obciążająca rachunek przedsiębiorstw kształtowała się na poziomie około 70-90 zł/MWh. Nowa stawka opłaty mocowej dla firm wynosi 76,20 zł za 1MWh w godzinach 7-21, w dni robocze. Wprowadzona opłata mocowa podnosi koszt usług dystrybucyjnych dla sektora przemysłowego podnosząc cenę energii w ciągu dnia średnio o około 20%. Jak to się przełoży na koszty przedsiębiorstw? Na przykładzie średniego przedsiębiorstwa branży spożywczej, przetwórstwa mleka, pracującego na dwie zmiany, w godzinach 6:00-22:00, 7 dni w tygodniu – realnie, koszt opłaty mocowej wyniesie średnio około 60 zł/MWh, co przy zużyciu energii elektrycznej na poziomie 15 GWh w skali roku, gdzie koszty energii stanowią około 8% kosztów ogółem, może spowodować zmniejszenie zysków przedsiębiorstwa o ok. 900 tys. zł w skali roku. Można się spodziewać, że wiele przedsiębiorstw będzie zmuszone przenieść utracone zyski bezpośrednio na klientów w cenie produktu końcowego, co znacząco zwiększy presję inflacyjną.
Nieco inaczej sytuacja kształtuje się w sektorach energochłonnych, gdzie koszt energii w kosztach ogółem często sięga 40%, a zużycie energii nierzadko przekracza 200 GWh – dla tych przedsiębiorstw przy pracy ciągłej, 24 godziny, 7 dni w tygodniu – opłata na 2021 rok wyniesie przynajmniej 32,88 zł/MWh – to nadal bardzo dużo, biorąc pod uwagę, że koszty dystrybucji przemysłu energochłonnego to do tej pory około 55 zł/MWh. Urzędnicy sugerują jako rozwiązanie problemu przesunięcie części swoich energochłonnych procesów technologicznych na godziny poza szczytem. Jednak nie ma możliwości, aby w ruchu ciągłym przy stabilnym procesie produkcyjnym przerzucać obciążenie na 9 godzin w nocy, a w ciągu dnia redukować. Długoterminowo potrzebne są inwestycje we własne źródła energetyki przemysłowej oraz podnoszenie efektywności energetycznej procesów przemysłowych w zakładach produkcyjnych, skutkujące mniejszym poborem energii z sieci operatora.
– Transformacja energetyczna jest faktem. Zanim jednak uda nam się zminimalizować udział węgla na rzecz energetyki odnawialnej upłynie sporo czasu. Mało kto zdaje sobie sprawę, że rozproszona energetyka do prawidłowego funkcjonowania potrzebuje napięcia z sieci. W Polsce struktura wytwarzanie energii elektrycznej w dalszym ciągu w dużej mierze bazuje na węglu. Według danych Polskiej Sieci Energetycznej nieco ponad 70 % energii pozyskujemy dziś z węgla. Mamy więc, jakkolwiek by to nie zabrzmiało, symbiozę między energetyką rozproszoną a elektrowniami węglowymi. Na dzień dzisiejszy rynek mikro instalacji OZE nie byłby w stanie się rozwijać bez elektrowni węglowych w naszym kraju – tłumaczy Piotr Kisiel, Dyrektor Zarządzający w Manitu Solar PL.
Opłata mocowa pomyślana jako wsparcie rynku mocy, a przez krytyków zwana ukrytym podatkiem od nieprodukowanego prądu jest mechanizmem zapewniającym bezpieczeństwo dostaw energii, składką na rzecz producentów energii za ich gotowość dostaw, aby w systemie były wystarczające zasoby mocy. W ostatnich latach Polska doświadczała już przypadków wzmożonego zapotrzebowania na energię. W takich sytuacjach zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, czyli dostępu do energii elektrycznej, zależy od dostępności źródeł wytwarzania. Rozwiązaniem jest ustawa o rynku mocy z końca 2017 r., która wdrożyła tzw. rynek mocy. W ramach aukcji kontraktowana jest moc z kilkuletnim wyprzedzeniem, która zapewni pokrycie wcześniej prognozowanego zapotrzebowania na moc w poszczególnym roku. Podmioty, które wygrywają akcję, są gotowe do dostarczania mocy w określonych godzinach, czyli np. w trakcie największego zapotrzebowania na energię elektryczną w kraju. 2021 r. będzie pierwszym rokiem dostaw mocy – komentuje Piotr Danielski, Wiceprezes Zarządu DB Energy SA.
