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
URE: pięciu wytwórców otrzyma 1,5 mld zł wsparcia z drugiej aukcji kogeneracyjnej 2025
Ponad 6 TWh energii z wysokosprawnej kogeneracji zyska wsparcie państwa – rozstrzygnięto drugą w tym roku aukcję na premię kogeneracyjną.
Qair Polska planuje 5 TWh zielonej energii rocznie do 2030 roku. Firma chce mieć 3 GW mocy i rozbudować magazyny energii
Qair Polska zapowiada ambitne cele na najbliższe lata – do 2030 roku chce dostarczać ponad 5 TWh energii odnawialnej rocznie dla odbiorców w Polsce. Kluczowe mają być rozwój magazynów energii, hybrydyzacja instalacji i zmiany legislacyjne – w tym ustawa wiatrakowa.
ESG zmienia reguły gry. Firmy przechodzą od compliance do strategii
Rosnące znaczenie ESG nie ogranicza się już do spełniania wymogów prawnych. Coraz więcej firm dostrzega w nim szansę na budowanie przewagi konkurencyjnej i długoterminowego sukcesu. Przejście od compliance do strategicznego zarządzania ESG staje się nowym standardem – także w Polsce.
Naturalny wodór w skorupie kontynentalnej – potencjał, ograniczenia i geologiczne uwarunkowania
Naturalny wodór może stać się istotnym źródłem czystej energii dla przemysłu i trudnych do dekarbonizacji sektorów. Najnowszy przegląd badawczy opublikowany 13 maja 2025 r. w Nature Reviews Earth & Environment ujawnia, w jakich warunkach dochodzi do jego powstawania i akumulacji w skorupie kontynentalnej. To pierwszy tak kompleksowy opis geologicznych procesów, które mogą zadecydować o przyszłości „białego wodoru”.
177 mld USD na energetykę. IEA o kredytach eksportowych
Rola agencji kredytów eksportowych (ECA) w finansowaniu energetyki rośnie, zwłaszcza w kontekście wsparcia transformacji energetycznej. Międzynarodowa Agencja Energetyczna (IEA) po raz pierwszy uwzględniła ich działania w swoim sztandarowym raporcie World Energy Investment 2025. Od 2014 r. ECAs udzieliły wsparcia energetycznego o wartości 177 mld USD, z czego coraz większa część trafia do projektów związanych z OZE.
Moc deszczu – nowa granica w energii odnawialnej
Deszcz może nie tylko podlewać uprawy czy zasilać rzeki, ale – jak pokazuje tekst Rose Morrison w Renewable Energy Magazine – również dostarczać energii elektrycznej. Dzięki nowatorskim technologiom, takim jak plug flow czy piezoelektryczne dyski, opady zyskują nową rolę w miksie OZE.
Komentarze