30 dni zamiast dwóch tygodni oraz spór o 110 kV. OSDnEE chce zmian w nowych taryfach

Ministerstwo Energii pracuje nad nowym rozporządzeniem taryfowym dla energii elektrycznej. Obecne przepisy mogą obowiązywać najpóźniej do 7 września 2026 r. Projekt zmienia m.in. opłaty sieciowe, zasady rozliczeń oraz konstrukcję rachunków. Swoje uwagi zgłosiło także Ogólnopolskie Stowarzyszenie Dystrybutorów niezależnych Energii Elektrycznej (OSDnEE). Operatorzy kwestionują przede wszystkim sposób rozliczania sieci 110 kV oraz dwutygodniowy termin na dostosowanie taryf.

Nowe rozporządzenie musi powstać przed 7 września

Projekt nr 28 trafił do wykazu prac legislacyjnych Ministra Energii 16 lipca. Rządowe Centrum Legislacji wskazuje, że konsultacje publiczne rozpoczęły się dzień później. Projekt nadal ma status otwarty. Powodem zmian nie jest jedynie chęć zmiany systemu taryfowego. Ministerstwo musi wydać nowe przepisy wykonawcze.

Dotychczasowe regulacje zostały uchwalone z mocą obowiązywania trwającą 36 miesięcy. Termin ten upływa 7 września 2026 r. Ministerstwo planuje wydać nowe rozporządzenie najpóźniej do 31 sierpnia.

Projekt jest znacznie szerszy niż kwestie podnoszone przez OSDnEE. Wprowadza m.in. preferencje sieciowe dla największych odbiorców przemysłowych.

Wg dokumentacji projektu chodzi o zakłady przyłączone na napięciu przynajmniej 110 kV. Muszą także zużywać minimum 100 GWh rocznie. Przyjęte zalożenia oznaczają obniżenie składnika stałego o 10 proc. oraz składnika zmiennego o 50 proc. Resort szacuje korzyść dla tej grupy na ok. 316 mln zł.

Zmienić mogą się również zasady naliczania opłaty jakościowej. Projekt przewiduje strefy czasowe, które mają premiować zużycie podczas dużej produkcji OZE.

Jakie propozycje ma OSDnEE?

Do projektów odniosło się OSDnEE, przedstawiając sześć szczegółowych zmian w projekcie. Na szczególną uwagę zasługują trzy z nich.

Sieć 110 kV nie działa jak zwykły odbiorca

Pierwszy spór dot. sposoby określenia mocy umownej. Wg stowarzyszenia stosowanie szczytu 15-minutowego nie odpowiada charakterystyce części sieci niezależnych operatorów, w szczególności tych działających w sieciach 110 kV. Takie sieci mogą mieć własne źródła wytwórcze. Energia płynie więc nie tylko od dużego operatora do mniejszego. Przy wysokiej generacji kierunek przepływu może się odwrócić. Dot. to m.in. sieci z elektrociepłowniami lub dużymi instalacjami fotowoltaicznymi.

Dlatego OSDnEE proponuje stosowanie pomiarów średniogodzinnych. Chce także, aby w określonych relacjach między operatorami rozliczano saldo wymiany energii. Nie jest to wyłącznie techniczna zmiana jednostki pomiarowej. Może ona wpływać na wysokość kosztów ponoszonych przez operatora.

Argument branży ma podstawę w różnicy między odbiorcą końcowym a operatorem zarządzającym własną siecią. Nie oznacza to jednak automatycznie, że proponowane rozwiązanie jest optymalne. Kluczowe będzie zachowanie symetrii końcowej. Jeśli niezależny operator korzysta z sieci nadrzędnego operatora, taryfa nadal powinna odzwierciedlać generowane koszty.

Przekroczenie mocy bez sankcji?

Drugi istotny postulat dot. opłat za przekroczenie mocy umownej. OSDnEE wskazuje przykład niezaplanowanego wyłączenia generatora pracującego w sieci niezależnego operatora. W takiej sytuacji brakującą energię trzeba pobrać z sieci nadrzędnej. Pobór może wtedy przekroczyć wcześniej zakontraktowaną moc. Wg stowarzyszenia operator robi to jednak, by utrzymać dostawy do odbiorców.

Proponowana zmiana przepisu polega więc na wyłączeniu części takich relacji z mechanizmu opłat za przekroczenie. Dot. to połączeń między operatorami na poziomie 100 kV. Jednak tutaj pojawia się trudniejszy problem regulacyjny, Awaria rzeczywiście różni się od świadomego przekroczenia zamówionej mocy. Natomiast całkowite wyłączenie sankcji mogłoby osłabić motywację do właściwego kontraktowania rezerwy.

Rozporządzenie powinno więc rozstrzygnąć, gdzie przebiega granica. Inaczej koszt awarii jednego podmiotu może pośrednio przejąć reszta użytkowników sieci. Rozwiązaniem może szczególne traktowanie udokumentowanych zdarzeń awaryjnych. Powinno jednak zawierać warunki oraz ograniczenia, a nie ogólne zwolnienie.

Branża chce miesiąca na zmianę taryfy, zamiast 14 dni

Trzeci postulat, na który warto zwrócić uwagę, dot. terminów. Jest to kwestia dość czytelna. Mianowicie projekt rozporządzenia przewiduje dostosowanie obowiązujących taryf na 2026 r. do nowych regulacji. Wynika to m.in. ze zmiany struktury opłat. Ministerstwo chce usunąć opłatę abonamentową z części dystrybucyjnej rachunku. Koszty pomiarów mają trafić do składnika stałego stawki sieciowej. Jednocześnie opłata abonamentowa ma pojawiać się po stronie obrotu. Ma obejmować część stałych kosztów sprzedaży energii.

OSDnEE uważa, że 14 dni na przygotowanie zmian to za mało. Proponuje wydłużenie terminu do 30 dni. Argumentuje, że firmy muszą przeliczyć modele kosztowe oraz przebudować arkusze taryfowe. Dochodzą do tego wewnętrzne procedury zatwierdzania dokumentów.

W tym punkcie problem jest szerszy niż interes samych niezależnych operatorów. Niedopracowane wnioski oznaczają więcej korekt oraz dodatkową pracę również dla URE. Z drugiej strony resort działa pod presją kalendarza.

Mamy więc tutaj do czynienia z klasycznym problemem z terminami. Ministerstwo potrzebuje szybkiego wejścia w życie regulacji, natomiast przedsiębiorstwa – czasu na ich wdrożenie.

Zmiany dot. także rachunków, przemysłu i linii bezpośrednich

Uwagi OSDnEE obejmują tylko część zmian przygotowanych przez ME. Projekt ma również usunąć abonament z części dystrybucyjnej rachunku. Jednocześnie odbiorcy z licznikami zdalnego odczytu mają otrzymywać informację o możliwości rozliczeń wg rzeczywistego zużycia.

Ministerstwo proponuje także usunięcie z faktur dla gospodarstw domowych procentowej struktury kosztów. Resort uzasadnia to uproszczeniem rachunku i ograniczeniem kosztów jego przygotowania.

Istotna zmiana dot. również linii bezpośrednich. Nowe rozporządzenie ma wreszcie określić ustalenia m.in. opłaty solidarnościowej. Dziś zasady te wynikają z przepisów przejściowych. Problem brakującej regulacji wykonawczej był sygnalizowany już wcześniej przez prawników zajmujących się liniami bezpośrednimi.

Nowe rozporządzenie będzie zatem czymś więcej niż tylko techniczną korektą taryf. Przebuduje sposób rozłożenia części kosztów między uczestników rynku. To właśnie dlatego uwagi OSDnEE należy traktować jako jeden z głosów w konsultacji. Natomiast to jest zdecydowanie za mało, by określić jego postulaty mianem kompleksowej diagnozy całego rynku.

Czy OSDnEE ma rację, wskazując konkretne potrzeby zmian w projekcie?

Najważniejszy problem wskazany przez OSDnEE nie dotyczy więc wysokości jednej stawki. Dot. tego, czy prawo rozróżni operatora sieci od typowego odbiorcy energii.

Sieć 110 kV z własną generacją rzeczywiście może działać w obu kierunkach. Proste przeniesienie modelu odbiorcy końcowego może więc prowadzić do nietypowych rezultatów.

Natomiast ustawianie osobnych reguł dla niezależnych operatorów również wymaga ostrożności. Każda preferencja taryfowa może przesuwać część na innych użytkowników. Podobne zagadnienia pojawiają się zresztą przy ulgach dla przemysłu energochłonnego. Resort sam przyznaje, że wpływ zmian na pozostałych odbiorców zależy od struktury zużycia i taryf.

Dlatego wynik konsultacji będzie istotny nie tylko dla niezależnych operatorów. Pokaże również jak ME rozumie zasadę kosztowego odzwierciedlenia taryf. Pytanie o to, które propozycje OSDnEE zostaną uwzględnione, pozostaje otwarte.