Transformacja polskich sieci elektroenergetycznych wymaga inwestycji rzędu 500 mld zł do 2040 roku. Elastyczne zarządzanie popytem obniży te koszty, co przełoży się na niższe rachunki za energię elektryczną. Warunkiem jest jednak zmiana podejścia do opłat sieciowych, które powinny odzwierciedlać realne koszty systemu – wskazuje Instytut Reform w nowym raporcie pt. „Stałe, zmienne, a może dynamiczne? Opłaty sieciowe wobec transformacji energetycznej”.

Okrągłe Stoły to inicjatywa Instytutu Reform realizowana z udziałem interesariuszy i ekspertów. Wspólnie tworzymy forum do konstruktywnej dyskusji o wyzwaniach stojących przed polską gospodarką w procesie transformacji do neutralności klimatycznej. Spotkania odbywają się zarówno online, jak i na żywo, angażując przedstawicieli biznesu, środowisk eksperckich oraz decydentów.

Kontekst

Zielona elektryfikacja, czyli zwiększanie udziału energii elektrycznej w końcowym zużyciu energii przy jednoczesnym szybkim rozwoju OZE, jest kluczem do osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 roku. Wykorzystanie pełnego potencjału OZE nie będzie jednak możliwe bez uwolnienia potencjału elastyczności leżącego po stronie odbiorców końcowych energii elektrycznej.

Zwiększona elastyczność poboru energii w skali krajowych czy lokalnych sieci elektroenergetycznych nie tylko ułatwiłaby bilansowanie systemu, ale także pozwoliłaby na częściowe ograniczenie kosztów związanych z rozbudową i modernizacją sieci przez bardziej efektywne wykorzystanie istniejącej infrastruktury sieciowej.

Jako narzędzia aktywizacji odbiorców wskazuje się przede wszystkim taryfy dynamiczne energii elektrycznej oraz usługi elastyczności. Warto jednak rozważyć, czy odpowiednia struktura opłat sieciowych nie mogłaby stanowić komplementarnego instrumentu wspierającego elastyczność.

Celem spotkania zorganizowanego przez Instytut Reform było rozpoczęcie dyskusji z udziałem przedstawicieli administracji publicznej, organizacji branżowych i organizacji pozarządowych na temat reformy taryf dla dystrybucji energii elektrycznej (nowego modelu rozliczeń za korzystanie z sieci).

Podsumowanie debaty

W debacie poruszono następujące wątki:

Obecna sytuacja operatorów sieci dystrybucyjnej (OSD)

– Koszty stałe stanowią 80–90% kosztów OSD, a koszty zmienne 10–20%. Z drugiej strony opłaty zmienne odpowiadają za ok. 60% przychodów OSD, a opłaty stałe i inne – za ok. 40%. Opłaty sieciowe, które obecnie funkcjonują na rynku, nie odzwierciedlają faktycznych kosztów OSD.

– W ciągu ostatniego dziesięciolecia wzrosła moc przyłączeniowa OZE do sieci dystrybucyjnej (40% mocy wytwórczych w Polsce). Widać to w szczególności w przypadku mikroinstalacji (ich moc to 12 GW z 29 GW wszystkich OZE).

– Nakłady inwestycyjne OSD znacząco wzrosły w ostatnich latach. W 2023 roku wyniosły 11 mld zł, co stanowi wzrost o 3,6 mld zł wobec 2022 roku.

Reforma opłaty sieciowej

– Ponieważ dystrybucja energii elektrycznej jest działalnością regulowaną przez państwo, reforma opłaty sieciowej i wdrażanie dynamicznej opłaty sieciowej powinny być elementem polityki publicznej państwa.

– Dynamiczne opłaty sieciowe mogą być korzystnym rozwiązaniem dla odbiorców, którzy będą zgłaszać nowe zapotrzebowanie na energię, na przykład w związku z inwestycjami w samochody elektryczne czy pompy ciepła.

– Zwiększenie elastyczności strony popytowej (odbiorców energii) jest koniecznością, gdyż przyczyni się do zmniejszenia kosztów inwestycji w sieć i generację energii elektrycznej. Elastyczność powinna działać w obie strony – zniechęcać użytkowników do konsumpcji w jednym okresie, ale też zachęcać w innym (np. ładowanie samochodu elektrycznego w słoneczne popołudnie w niedzielę).

– Zachęcenie odbiorców do elastyczności zużycia spowoduje spadek rachunków za energię dla wszystkich odbiorców, w porównaniu do scenariusza „business as usual”.

– Obecnie największe bariery dla wdrożenia elastyczności strony popytowej to:
a) mrożenie cen energii,
b) net metering dla prosumentów.

– Zwiększenie elastyczności w sieci energetycznej jest pożądane przez sektor odnawialnych źródeł energii (OZE). Zwiększenie elastyczności odbioru ma potencjał, żeby znacząco ograniczyć nierynkowe redysponowanie, czyli nierynkową redukcję wytwarzania ze źródeł odnawialnych.

– W najbliższych latach w Polsce spotkamy się z barierą zwiększania mocy przyłączeniowych na potrzeby elektryfikacji (pompy ciepła, elektromobilność). Receptą na ten problem jest zwiększenie elastyczności popytu poprzez m.in. zmiany w opłatach sieciowych.

– Taryfa dystrybucyjna musi odzwierciedlać koszty OSD, nie może powodować subsydiowania skrośnego innych uczestników rynku energii.

– Obecnie większość odbiorców (zwłaszcza odbiorców z grup korzystających z niskiego napięcia) nie korzysta ze stawek strefowych, a wybiera stawki jednostrefowe (jest to wygodne, a wybór stawek strefowych nie jest duży). Różnica w cenie energii nie jest na tyle atrakcyjna, żeby zachęcić odbiorców do zmiany taryfy.

– Reforma opłaty sieciowej może nie zmienić istotnie nawyków odbiorców, ponieważ większą część rachunku za energię elektryczną stanowi zakup energii elektrycznej, a nie opłata sieciowa.

– Znamy przykłady krajów europejskich, które z powodzeniem wprowadziły reformy taryf dystrybucyjnych. Przykłady takich taryf to:
▪ obowiązkowe taryfy strefowe,
▪ zróżnicowanie wysokości taryf lato–zima,
▪ we Włoszech testowane jest rozwiązanie, w którym odbiorcy mogą przekraczać moc umowną, ale tylko w nocy (w celu umożliwienia ładowania samochodów elektrycznych).

– Dynamiczne opłaty sieciowe zwiększyłyby opłacalność inwestycji w magazyny energii, które są niezbędne dla transformacji energetycznej.

– Dynamiczne opłaty sieciowe zwiększyłyby opłacalność produkcji zeroemisyjnych paliw (Power-to-X).

Powiązane reformy

– Należy przemyśleć reformę stawki jakościowej, którą ustalają Polskie Sieci Elektroenergetyczne (Operator Sieci Przesyłowej).

– Dla zwiększenia elastyczności odbiorców najważniejsze są: sygnały cenowe, automatyka urządzeń, podliczniki. Możliwym rozwiązaniem są różne taryfy w gospodarstwie domowym dla:
a) standardowego zużycia,
b) pompy ciepła,
c) samochodu elektrycznego.

– W niedalekiej przyszłości, w związku ze zwiększoną liczbą prosumentów i urządzeń pojawi się problem niekompatybilności sygnałów cenowych z rynku energii elektrycznej (wytwarzanie) i od operatorów sieci (dystrybucja i przesył). Problem ten może rozwiązać rynek węzłowy.

– Reforma taryf dystrybucyjnych będzie miała sens tylko wtedy, jeśli będzie powiązana z reformą taryf na zakup energii elektrycznej.

– Ścierają się dwa paradygmaty: czy elastyczność powinna być stymulowana przez sygnały cenowe/rynek czy regulacje. Obecna elastyczność cen energii elektrycznej i jej dystrybucji jest wynikiem regulacji (rule-based), a nie działania wolnego rynku (market-based).

Koszty transformacji energetycznej

– Elastyczność konsumentów energii elektrycznej nie zastąpi ani nie wyeliminuje całości kosztów inwestycyjnych związanych z transformacją energetyczną. Przykłady z zagranicy pokazują, że usługi elastyczności nie muszą zmniejszać kosztów inwestycyjnych związanych z transformacją energetyczną. Jednocześnie punktem odniesienia dla oceny zasadności zmian nie powinny być koszty obecne, tylko przyszłe koszty bez wdrożenia elastyczności.

– Większa ilość niesterowalnych odnawialnych źródeł energii w systemie energetycznym powoduje spadek kosztów energii elektrycznej, ale wzrost kosztów bilansowania systemu.

– Państwo powinno tak zarządzać transformacją energetyczną, aby postępująca elektryfikacja (użytkownicy samochodów elektrycznych i pomp ciepła) nie zwiększała kosztów jednostkowych przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej.

– Elastyczność konsumentów energii elektrycznej zoptymalizuje konieczne inwestycje w sieć. Jeśli będziemy bardziej elastyczni, będziemy mogli efektywniej wykorzystywać fundusze przeznaczone na rozwój sieci.

– Jeśli nowi odbiorcy energii elektrycznej (głównie użytkownicy pomp ciepła i samochodów elektrycznych) nie będą widzieli możliwie dokładnego odwzorowania kosztów wytwarzania, przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej, dzięki czemu będą chcieli i mogli dostosować swój profil zapotrzebowania, to nie tylko wzrosną koszty transformacji, ale wiele inwestycji będzie musiało być opóźnionych, gdyż nie będzie wolnych mocy przyłączeniowych w systemie. Brak mocy przyłączeniowych jest niemonetarnym kosztem braku elastyczności na rynku energii elektrycznej.

– Reforma opłaty sieciowej będzie zachętą dla odbiorców do zmiany modelu zużycia energii i będzie bodźcem dla wprowadzenia na rynek nowych i tańszych technologii, które umożliwią korzystanie z takiego modelu produkcji i dystrybucji energii. Takimi technologiami mogą być np. magazyny energii lub inteligentne urządzenia.