Rachunek jak abonament na prąd

Projekt Centralnego Systemu Wymiany Informacji, dzięki któremu szybciej zmienimy sprzedawcę prądu, zatrzymano półtora roku temu. Teraz następuje reaktywacja. Jaki jest harmonogram?

Do końca września uaktualnimy dokumentację, a w czwartym kwartale przedstawimy dostawcom wymagania i być może ogłosimy przetarg. System powinien ruszyć w ciągu trzech lat.

Zastój projektu nie przysłużył się rynkowi. Tempo zmian sprzedawcy zwalnia…

To nie był stracony czas. Dostosowaliśmy projekt do zmieniającego się prawa np. o zamówieniach publicznych, czy odnawialnych źródłach energii. Pojawiły się projekty ustaw o rynku mocy i elektromobilności. Upewniliśmy się też, że CSWI wkomponuje się w politykę utworzonego w miejsce resortu gospodarki Ministerstwa Energii.

Rynek cały czas się rozwija. Przykładem jest rosnąca liczba zmian sprzedawcy w oparciu o umowy kompleksowe, gdzie rozliczenie za energię i jej dystrybucję jest na jednej fakturze. Nadal wzrasta też liczba klientów zmieniających sprzedawcę, choć rzeczywiście tempo przyrostu zmalało.

Co się zmieni za trzy lata wraz z wdrożeniem CSWI?

Przede wszystkim obniży się bariera wejścia na rynek kolejnych spółek obrotu. W jednym miejscu pozyskają one dane pomiarowe o klientach z obszarów różnych dystrybutorów. Dziś z każdym operatorem muszą mieć oddzielną umowę.

Ponadto dla klientów skróci się czas przejścia od jednego sprzedawcy do drugiego – do 14 dni. Zakładam też, że będzie taniej. Na rynku przybędzie graczy i będą oni osiągać lepsze marże dzięki niższym kosztom. Powinni więc podzielić się częścią korzyści z klientami.

Zwiększy się również zaufanie do procesu zmiany, z uwagi na fakt, że procedury będą lepiej zestandaryzowane.

Korzyści ze zmiany i tak będą nikłe. Eksperci przewidują, że za 3 lata 70 proc. rachunku stanowić będą opłaty stałe i dystrybucyjno-przesyłowe.

Zgadzam się z tą tezą w dłuższej perspektywie. Zmiany technologiczne na rynku energii wymuszą na organach regulacyjnych konieczność modyfikacji struktury opłat za sieć – pojawi się więcej stałych elementów rachunku, a spadnie liczba opłat za ilość energii pobranej z sieci. To pozwoli lepiej i sprawiedliwiej rozłożyć koszty stałe sieci i zmniejszyć sumaryczny rachunek płacony przez wszystkich odbiorców.

Dziś małe systemy fotowoltaiczne i baterie pozwalają na zmniejszenie ich właścicielom łącznego rachunku za energię i dystrybucję, bez zmniejszenia kosztów korzystania z istniejącego systemu. Ta oszczędność jest uzyskiwana głównie dzięki przerzuceniu kosztów stałych na innych odbiorców.

Jeśli stawki stałe mają rosnąć, to czy w przyszłości opłaci się być prosumentem?

Tak, ale tylko wtedy, gdy większość energii będzie zużywana na własne potrzeby, a tylko niewielka nadwyżka oddawana będzie do sieci. Należy więc podejść ostrożnie do inwestycji w fotowoltaikę i magazynowanie. Jeśli system będzie przewymiarowany czyli zbyt duży wobec potrzeb, to inwestycja się nie zwróci. Dojdzie do rozczarowania osób skuszonych obietnicą szybkiego zarobku lub dużych oszczędności. Nie musi opłacić się też gromadzenie energii na godziny szczytowe (Peak), bo różnica ceny między szczytem, a doliną (Base) będzie niewielka.

Jedną z takich części stałych będzie opłata za moc, czyli gotowość elektrowni do wytwarzania. Jak wpłynie to na rachunki?

Pierwsze szacunki kosztów rynku mocy już znamy. Jego wprowadzenie może podnieść opłaty sieciowe o ok. 20 proc. w perspektywie pięciu lat. Ponieść je będą musieli wszyscy, którzy korzystają z gwarancji dostępu do mocy z sieci, nawet w okresach tzw. ciemnej flauty, kiedy nie wieje wiatr i nie świeci słońce.

Dotyczy to także prosumentów i społeczności zrzeszonych w klastrach. Ewentualna ulga może dotyczyć najwyżej części wynikającej ze zmniejszenia mocy zamówionej.

Czyli opłata dystrybucyjna zmieni się w abonament na prąd?

W odróżnieniu od rynku telekomunikacyjnego, gdzie płacimy stałą stawkę za łącze internetowe umożliwiające określoną szybkość transferu, tu nie wystarczy prosta opłata stała. Moim zdaniem w przyszłości będzie ona się składała z czterech części, tj. opłaty za moc, za ilość pobranej energii, ilość energii wprowadzonej do sieci oraz opłaty stałej za dostęp do niej.

Opłata za energię wprowadzoną do sieci to jak podatek od prosumentów…

Znaczący wzrost liczby paneli fotowoltaicznych np. w Nowej Zelandii doprowadził do takiego wzrostu rachunków dla pozostałych odbiorców, że wprowadzono opłatę stałą za samo posiadanie paneli fotowoltaicznych. Taki podatek byłby gorszy, niż opłata proporcjonalna do ilości energii oddanej do sieci. Oddzielne rozliczanie energii pobranej i oddanej do sieci jest też lepsze od tzw. net meteringu, który nie sprawdza się w Europie. U nas funkcjonuje podobny mechanizm opustów, ale jest związany tylko ze zużytą energią, a nie z jej dystrybucją i na razie nie powoduje znaczących obciążeń dla społeczeństwa. Dla dobra przyszłych klastrów warto na początku uzgodnić zasady oddawania energii do sieci. Byłbym też ostrożny co do oczekiwań w zakresie zwrotu z zaangażowanego w klastry kapitału, ponieważ muszą one przetrwać co najmniej 10 lat, a w ciągu tego czasu przepisy i technologie mogą się zmienić.

Prosumenci i klastry mogą się odłączać od sieci.

Nie mam nic przeciwko samowystarczalnym energetycznie, autarkicznym odbiorcom, którzy nie są przyłączeni do sieci i za nią nie płacą. Jednak o 100-proc. niezależności energetycznej klastrów dywagowano bardziej kilka lat temu. Dziś okazuje się, że klastry pozostają przyłączone do sieci publicznej, ponieważ 99,5% procentowa pewność dostaw energii nie wystarcza. Półtora dnia przerwy w dostawach energii oznacza zagrożenie dla zdrowia i majątku.

Rozwój rozproszonych odnawialnych źródeł, które powstaną po wygranych teraz aukcjach, spowoduje konieczność rozbudowy raczej sieci dystrybucyjnych niż przesyłowych. Czy to będzie skutkować zmniejszeniem nakładów w tę ostatnią czy w ogóle zastojem inwestycji w linie najwyższych napięć.

W przyszłości większość źródeł odnawialnych rzeczywiście będzie przyłączona do linii dystrybucyjnych, a nie przesyłowych. Sieci te będą się rozbudowywać także jako magazyn odbierający nadwyżki energii z małych źródeł. Korzystniej będzie, aby lokalne nadwyżki skonsumował sąsiedni odbiorca poprzez sieć dystrybucyjną, niż magazynować nadwyżki w przydomowym magazynie energii.

Z kolei sieć przesyłowa w Polsce nadal jest stosunkowo słabo rozwinięta, a jej dalsza rozbudowa jest potrzebna także, by przyłączać w przyszłości farmy wiatrowe na morzu i wielkie farmy fotowoltaiczne na terenach przemysłowych, hałdach, czy przy autostradach. Faktem jest jednak to, że można wydatki na sieci przesyłowe racjonalizować np. poprzez ceny węzłowe i lokalizowanie dużych zakładów przemysłowych tam, gdzie jest zapas mocy i nie trzeba rozbudowywać sieci.

Kolejnym wyzwaniem dla sieci jest rozwój elektromobilności… bardziej wprowadzenie energii czy jej pobór?

Wprowadzenie energii z samochodów do sieci jest dziś tylko technologiczną ciekawostką. Praktycznym wyzwaniem jest zaś pobór. Jeśli zbyt wielu kierowców będzie chciało w jednym miejscu i czasie naładować auto, mogą zostać odłączeni od sieci. Jako dystrybutorzy mamy dylemat z kosztowną rozbudową sieci na potrzeby szybkiego ładowania, które będzie wykorzystywane tylko przez godzinę dziennie np. na parkingu Park&Ride, a kosztami obciąży wszystkich odbiorców, także tych nie posiadających perspektyw na zakup auta elektrycznego. Korzystniej byłoby, gdyby samochody ładowały się w różnych godzinach i miejscach, z wykorzystaniem ładowarek małej mocy.

Trzeba pamiętać, że na koszty dystrybutorów większy wpływ ma szybkość poboru energii, niż ilość pobranej energii. To tak jak z Internetem – dziś płacimy nie tyle za pobrane gigabajty, co za prędkość transferu.

Wracając do ustawy o elektromobilności, to daje ona większe preferencje dystrybutorom, a nie prywatnym operatorom, którzy muszą przekazać słupki z niewielkim zyskiem gminom po 4 latach Skutkiem będzie budowa ładowarek przez dystrybutorów i przerzucenie kosztów w taryfach.

Inwestowanie w infrastrukturę ładowania samochodów elektrycznych niesie ze sobą ogromne ryzyko rynkowe. W Europie tylko pojedyncze punkty ładowania są rentowne. Część słupków w Norwegii czy Danii jest przenoszona.

Osobiście jestem zwolennikiem modelu rynku elektromobilności opisywanego w dokumentach KE, gdzie OSD (operatorzy sieci dystrybucyjnych) nie inwestują w słupki do ładowania w ramach działalności regulowanej. OSD zawierają w tym modelu umowy z operatorami elektromobilności, czyli firmami finansującymi słupki oraz udostępniającymi je w różnych miejscach i cenach, na zasadach wolnorynkowych. W innym wypadku na wstępie ograniczymy rozwój innowacyjności i konkurencji na tym rynku.