Co to jest opłata przejściowa w rachunku za prąd?
Na naszych rachunkach za prąd od 2009 roku widoczna jest pozycja „opłata przejściowa”. W naszym artykule wyjaśniamy, czym jest opłata przejściowa i dlaczego jej wielkość, co roku ulega zmianie.
Co to jest opłata przejściowa?
Opłata przejściowa za prąd jest to opłata uiszczana do elektrowni z tytułu przedterminowego rozwiązania Kontraktów Długoterminowych (KDT). Jest ona jednym z elementów opłaty dystrybucyjnej i wchodzi w skład faktury za energię elektryczną. Obowiązuje ona od 01.04.2009 roku, kiedy to zgodnie z zaleceniami Komisji Europejskiej zostały rozwiązane kontrakty długoterminowe na zakup energii przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Jej wysokość na kolejny rok określa z wyprzedzeniem Urząd Regulacji Energetyki oraz reguluje ustawa. Określenie „przejściowa” oznacza, że opłata wygaśnie, kiedy zostaną spłacone wszystkie zobowiązania, co powinno nastąpić w 2027 roku. Opłata przejściowa jest przeznaczana głównie na dalszą modernizację elektrowni węglowych i kopalń.
Od czego zależy opłata przejściowa?
Dla gospodarstw domowych stawki są uzależnione od ilości zużywanej energii przez dane gospodarstwo w ciągu roku. Obowiązują tu trzy stałe progi naliczania opłaty:
- pierwszy o zużyciu do 500 kWh/rok,
- drugi w przedziale poboru prądu 500-1200 kWh/rok,
- trzeci o zużyciu powyżej 1200 kWh/rok.
W przypadku klientów biznesowych wysokość opłaty przejściowej zależy od rodzaju sieci (tj. sieć niskiego, średniego lub wysokiego napięcia), z której firma pobiera prąd. Stawka dla firm naliczana jest miesięcznie, w przeliczeniu na 1 kW mocy umownej.
Dużych odbiorców:
- przyłączonych do sieci wysokich i najwyższych napięć,
- zużywających nie mniej niż 400 GWh energii elektrycznej,
- przy zużyciu nie mniej niż 60% mocy umownej,
- dla których koszt energii elektrycznej stanowi nie mniej niż 15%,
obowiązuje oddzielna stawka opłaty przejściowej, naliczana co miesiąc za każdy 1 kW mocy umownej.
Ile wynosi opłata przejściowa?
Aktualną wysokość opłaty przejściowej zawsze możecie sprawdzić w taryfach dystrybucyjnych, zaprezentowanych na stronach:
- Ceny prądu E.ON – taryfa: G11, G12, C11, C12
- Ceny prądu Enea – taryfa: G11, G12, C11, C12
- Ceny prądu PGE – taryfa: G11, G12, C11, C12
- Ceny prądu Tauron – taryfa: G11, G12, C11, C12
- Ceny prądu Energa – taryfa: G11, G12, C11, C12
Uwaga! Stawki za opłatę przejściową nie były zmieniane od 2019 roku.
Geneza opłaty przejściowej
Polska elektroenergetyka na początku lat dziewięćdziesiątych rozpoczęła proces przekształcenia i modernizacji. Miał on na celu dostosowanie sektora do nowych zasad rynkowych i likwidację wieloletnich zaniedbań, głównie w zakresie efektywności wytwarzania i ochrony środowiska. W latach 1990-1992 rozpoczęto przygotowania do tworzenia rynku energii elektrycznej w Polsce. Pierwszym krokiem w tym kierunku było utworzenie we wrześniu 1990 r. przez ówczesnego ministra przemysłu spółki Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA.
Modernizacja systemu elektroenergetycznego wymagała ogromnych nakładów finansowych, które znacznie przekraczały możliwości polskich producentów energii. Ich słaba kondycja finansowa była konsekwencją z jednej strony niskiej efektywności, a z drugiej – zaniżonych cen energii narzucanych odgórnie przez komunistyczne rządy. Modernizacja zakładów energetycznych i kopalń musiała więc zostać w większości sfinansowana ze środków zewnętrznych – kredytów bankowych. Rodzący się wówczas polski system bankowy był zbyt słaby, aby udźwignąć ryzyko kredytowania tak wielkich inwestycji bez odpowiedniego zabezpieczenia. Szukano także możliwości pozyskania kapitału zagranicznego.
KDT w praktyce
Dla zabezpieczenia i uzyskania kredytów Polskie Sieci Elektroenergetyczne (spółka Skarbu Państwa), zagwarantowała zakup energii elektrycznej w tzw. Kontraktach Długoterminowych (KDT) od wytwórców po ustalonych cenach umożliwiających spłatę kredytów, cenach wyższych niż koszty produkcji i rynkowe ceny prądu. Kontrakty te były zawierane w latach 1994-1998, a ich wartość szacuje się na ponad 20 mld zł. Pierwsze kontrakty wygasły w 2005 r., ostatni wygasłby w 2027 r., jednak apogeum zobowiązań kontraktowych przypadł na lata 2015-2017.
Mechanizm Kontaktów Długoterminowych pozwolił uchronić przed zamknięciem wiele elektrowni, część z nich zmodernizować, zbudować np. odsiarczanie i odazotowanie spalin w większości instalacji. Naciski sektora doprowadziły do znacznego rozszerzenia programu kontraktów. Zaplanowane przez Ministerstwo Gospodarki kontraktowanie do 30% energii zostało szybko przekroczone i osiągnęło prawie 75%. To spowodowało, że Kontrakty stały się paradoksalnie narzędziem dofinansowania nieefektywnej działalności, a w opinii wielu ekspertów, główną przeszkodą wprowadzenia mechanizmów rynkowych i hamulcem restrukturyzacji sektora energii.
Opłata przejściowa – podstawa prawna
Po wejściu Polski do Unii Europejskiej w 2004 roku mechanizm KDT został uznany przez Komisję Europejską za niedozwoloną pomoc publiczną państwa. Kontrakty Długoterminowe musiały zostać rozwiązane, co wiązało się z naliczeniem odszkodowań dla zakładów energetycznych. Na mocy ustawy z 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej, odszkodowania za rozwiązanie KDT zostały przerzucone na odbiorców końcowych energii w postaci tzw. opłaty przejściowej.
Obserwuj
Może Cię również zainteresować
Enea i Politechnika Poznańska łączą siły na rzecz transformacji energetycznej
Enea oraz Politechnika Poznańska zacieśniają współpracę, tworząc jedno z największych w Polsce partnerstw nauki i przemysłu na rzecz transformacji energetycznej. Inicjatywa obejmuje badania, wdrażanie innowacji oraz rozwój kompetencji dla nowoczesnej energetyki.
Geotermia w Polsce: NFOŚiGW wspiera 41 gmin w poszukiwaniu czystej energii
Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej przeznaczył 573 mln zł na wsparcie 41 gmin w badaniach nad geotermią. Przykładem jest Września, gdzie ruszają prace nad odwiertem geotermalnym.
Enea po I półroczu 2026: nowe moce OZE, inwestycje w sieć i bezpieczeństwo energetyczne
Grupa Enea w pierwszym półroczu 2026 roku konsekwentnie rozwijała odnawialne źródła energii, inwestowała w sieć dystrybucyjną oraz zabezpieczała dostawy gazu i LNG, osiągając stabilne wyniki finansowe i operacyjne.
Wielkopolska rozwija 5 geotermalnych projektów badawczych z dofinansowaniem NFOŚiGW
573 mln zł z NFOŚiGW wesprze 41 gmin w Polsce w poszukiwaniu wód geotermalnych. W Wielkopolsce realizowanych jest 5 projektów, w tym odwiert we Wrześni, co przyspieszy dekarbonizację lokalnych systemów ciepłowniczych.
OIRE publikuje raport z analizy wniosków o zmiany w SWI i TSKB – brak krytycznych zmian
Operator Informacji Rynku Energii (OIRE) opublikował raport dotyczący wniosków o zmiany w Standardach Wymiany Informacji (SWI) oraz Technicznych Specyfikacjach Katalogu Bazowego (TSKB). Wśród zaakceptowanych propozycji nie znalazły się zmiany krytyczne.
Ostrołęka B i DSR zabezpieczają rynek mocy na 2027 rok – wyniki aukcji PSE
Polskie Sieci Elektroenergetyczne ogłosiły wstępne wyniki aukcji uzupełniającej rynku mocy na 2027 rok. Grupa Energa zakontraktowała 746,355 MW obowiązku mocowego dla Elektrowni Ostrołęka B oraz usługi DSR, zapewniając stabilność KSE.
Komentarze