Koniunktura wraca także do sieci

Podstawowym miejscem działalności firm wchodzących w skład polskich grup energetycznych, do których należą najwięksi operatorzy systemów dystrybucyjnych, jest rynek krajowy. Wahania koniunktury gospodarczej w Polsce wpływają na kształtowanie popytu na energię elektryczną, a więc siłą rzeczy także na biznes prowadzony przez OSD.

Energa wskazała w raporcie za I półrocze 2021, że w II kwartale 2021 obserwowane były dynamiczne zmiany prognoz gospodarczych. Mianowicie początkowe nastroje pesymistyczne, wywołane obawami o powrót pandemii, jak również ponownie wprowadzone restrykcje w życiu gospodarczym i społecznym, przełożyły się na rewizję w dół prognoz wzrostu PKB na kolejne kwartały.

– Zwiększenie odporności społeczeństwa i wyhamowanie choroby COVID-19 na przełomie maja i czerwca, spowodowały z kolei podwyższenie szacunków PKB. Pomimo ryzyka czwartej fali pandemii koronawirusa analitycy oceniają, że nie powinno mieć ono już istotnego wpływu na krajowy wzrost gospodarczy, co odzwierciedlają również wyniki czerwcowego badania koniunktury – m.in. informowała Energa, publikując raport w sierpniu.

GUS podawał, że według szybkiego szacunku produkt krajowy brutto niewyrównany sezonowo w I kwartale 2021 roku zmniejszył się realnie o 1,2 proc. rok do roku, wobec wzrostu o 2 proc. w takim okresie 2020 roku. Z kolei, według szybkiego szacunku PKB niewyrównany sezonowo w II kwartale 2021 roku zwiększył się realnie o 10,9 proc. r/r, wobec spadku o 8,3 proc. w tym czasie w 2020 roku.

Wydaje się, że firmy energetyczne dość skrupulatnie śledzą analizy i prognozy makroekonomiczne. Energa i Tauron Polska Energia zwróciły w raportach uwagę na lipcową prognozę PKB, opracowaną przez Departament Analiz Ekonomicznych Narodowego Banku Polskiego.

– Według analiz NBP z lipca 2021 roku, wraz z poprawą sytuacji epidemicznej i znoszeniem obostrzeń, oczekuje się wzrostu popytu konsumpcyjnego i spożycia prywatnego, a także stopniowego powrotu poziomu nakładów inwestycyjnych do wartości sprzed kryzysu. W 2020 roku nakłady inwestycyjne na środki trwałe spadły o 9,6 proc. r/r. W 2021 prognozuje się ich wzrost o 8,2 proc., a w 2022 i 2023 odpowiednio o 10,5 proc. i 10,2 proc. Przewiduje się również wzrost PKB o 5 proc. w 2021 roku oraz o 5,4 proc. i 5,3 proc. odpowiednio w 2022 i 2023 – czytamy w raporcie spółki Tauron za I półrocze 2021, opublikowanym we wrześniu.

Konfederacja Lewiatan stwierdzając, że w I kwartale 2021 roku PKB w Polsce był niższy w stosunku do poziomu sprzed pandemii o 1,6 proc., podczas gdy w Unii Europejskiej około 4,6 proc., komentowała, że na tle innych krajów UE polska gospodarka poradziła sobie dobrze ze skutkami pandemii, bo spadek PKB nastąpił później, był płytszy, a wyjście z dołka bardziej dynamiczne.

Zużycie energii elektrycznej w naszym kraju już w I kwartale 2021 r. było większe niż rok wcześniej, według danych PSE o blisko 4 proc., a wynosząc w I półroczu 2021r. ponad 86 TWh, w porównaniu do takiego okresu 2020 r. wzrosło o 7,1 proc.

– Krajowe zużycie energii elektrycznej w Polsce w I półroczu 2021 roku wyniosło 86,37 TWh i było wyższe o 5,73 TWh, tj. 7,1 proc. w stosunku do tego samego okresu roku poprzedniego (80,64 TWh). Wzrost zużycia wynikał z wyższego zapotrzebowania spowodowanego odradzającą się gospodarką po kolejnej fali pandemii COVID-19 w stosunku do tego samego okresu roku ubiegłego – stwierdziła w raporcie Energa.

Wzrost popytu na energię elektryczną obserwowany na poziomie makroekonomicznym, czyli całej Polski, siłą rzeczy musiał znaleźć odzwierciedlenie w poziomie dostaw energii elektrycznej dla odbiorców końcowych, realizowanych przez OSD.

Na uwagę zasługują tu, pozostając w zbieżności z danymi GUS dotyczącymi wzrostu PKB, wysokie wzrosty dostaw energii elektrycznej do odbiorców w II kwartale 2021 roku w porównaniu do II kwartału 2020 r., większe niż przy porównaniu całego I półrocza 2021 r. do całego I półrocza 2020 r.

Tauron Dystrybucja, pozostając nadal największym polskim dystrybutorem energii elektrycznej, w I półroczu dostarczył odbiorcom końcowym niemal 26 TWh energii elektrycznej i to było o około 9 proc. więcej niż rok wcześniej. Natomiast w samym II kwartale 2021 roku te dostawy wyniosły blisko 12,6 TWh, co oznaczało, że były większe niż rok wcześniej aż o 14 proc.

– Jeśli chodzi o dane operacyjne, to w II kwartale 2021 roku widzimy w nich odzwierciedlenie sytuacji gospodarczej w naszym kraju, gdzie w szczególności na obszarze działania grupy Tauron odnotowujemy zjawiska związane ze zwiększeniem dostaw energii i z odbudową gospodarki po okresie covidowym – komentował Jerzy Topolski, wiceprezes ds. zarządzania majątkiem spółki Tauron.

Z informacji przedsiębiorstwa wynika, że w I półroczu 2021 r. w porównaniu do I półrocza 2020 r. w przypadku grupy wzrosły dostawy energii elektrycznej do wszystkich grup taryfowych, co oznacza, że utrzymał się widoczny w okresie obostrzeń, a związany z pracą zdalną, wzrost zużycia energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe.

Bardzo podobnie koniunktura kształtowała się na obszarze działania spółki Energa-Operator. W I półroczu 2021 roku wolumen dostarczonej przez firmę energii elektrycznej wyniósł niemal 11,6 TWh i był wyższy o 8 proc. niż w takim samym okresie 2020 roku. Podobna tendencja wystąpiła w II kwartale 2021 roku, w którym wolumen dystrybucji energii elektrycznej wyniósł blisko 5,8 TWh i był wyższy o prawie 16 proc. niż rok wcześniej.

– Wzrosty wolumenu zanotowano we wszystkich grupach taryfowych i był to przede wszystkim efekt lockdownu w I półroczu 2020 roku związanego z pandemią COVID-19; nastąpił wtedy spadek rok do roku wolumenu w grupach A, B i C oraz jednoczesny wzrost wolumenu w taryfie G z uwagi na zwiększone zużycie energii w gospodarstwach domowych wynikające z pracy i nauki zdalnej – skomentowała w raporcie Energa.

W tej sytuacji nie będzie żadnym zaskoczeniem, że także w przypadku spółek Enea Operator i PGE Dystrybucja wolumeny dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych były w I półroczu 2021 roku istotnie większe, niż w tym okresie 2020 roku.

PGE Dystrybucja, według wstępnych danych, w I półroczu 2021 r. dostarczyła odbiorcom końcowym ponad 18,6 TWh energii elektrycznej, czyli o 8 proc. więcej niż rok wcześniej, a w samym II kwartale 2021 r. dostawy wyniosły 9,11 TWh i były o 12 proc większe niż w takim okresie 2020 r. Natomiast w przypadku spółki Enea Operator w I półroczu 2021 r. wolumen dystrybucji wyniósł około 10,16 TWh, o 7 proc. więcej niż rok wcześniej, a w samym II kwartale 2021 r. prawie 5 TWh, co w porównaniu z takim samym okresem 2020 roku oznaczało wzrost dostaw o 13 proc. Z prezentacji przedsiębiorstwa wynika, że zwiększenie sprzedaży usług dystrybucji nastąpiło tak do gospodarstw domowych, jak i do odbiorców biznesowych.

W I półroczu 2021 roku utrzymało się generalnie duże znaczenie segmentu dystrybucji dla wyników grup energetycznych PGE, Tauron, Energa i Enea, ale podobnie jak w poprzednich okresach rozliczeniowych występowało tu dość duże zróżnicowanie.

Udział zysku EBITDA segmentów dystrybucji w całkowitym zysku EBITDA grup w I półroczu 2021 roku wahał się między około 26 proc. w przypadku PGE (wstępne dane) do 76 proc. w grupie Energa. Relatywnie niski w I półroczu 2021 r. w porównaniu z poprzednim rokiem był udział zysku EBITDA wypracowanego przez dystrybucję spółki Tauron w zysku EBITDA tej grupy, bo wyniósł 52 proc. wobec 70 proc. rok wcześniej.

– W kolejnych latach ten rozkład pewnie nie będzie taki, że dystrybucja będzie stanowić tylko 52 proc. EBIDTA, pewnie będzie stanowić więcej. Natomiast teraz to wynika z ponadnormatywnych wyników w obszarze wytwarzania, m.in. związanych z transakcjami jednorazowymi na uprawnieniach do emisji CO2, o których była mowa w I kwartale 2021 roku – wyjaśniał Krzysztof Surma, wiceprezes ds. finansów spółki Tauron, wskazując, że już w samym II kwartale 2021 r. udział dystrybucji w EBITDA grupy był większy niż w całym I półroczu 2021 r. (wyniósł 66 proc.)

Przedstawiciele spółki podczas konferencji prasowej byli pytani o czynniki ryzyka dla sektora dystrybucji w tym i przyszłym roku. Jerzy Topolski stwierdził, że identyfikowane jeszcze w 2021 roku to ryzyko wolumenowe, a w przypadku 2022 roku – ryzyko regulacyjne.

– Jeśli chodzi o 2021 rok, to praktycznie ryzyko jakie identyfikujemy to może być wyłącznie ryzyko wolumenowe. Poziom cen w taryfach jest zatwierdzony i nie będzie zmieniany do końca roku, a w związku z tym tylko wolumenowo można widzieć to ryzyko. Ono byłoby związane ewentualnie z czwartym lockdownem, czego prognozy rządowe dzisiaj nie zakładają, a patrząc na dynamikę rozwoju gospodarczego kraju wydaje się, że to ryzyko jest zmitygowane – ocenił Jerzy Topolski.

Natomiast, jeśli chodzi o 2022 rok, to zdaniem Jerzego Topolskiego, istnieje ryzyko regulacyjne, bo – wyjaśniał na konferencji – 2021 rok, jak i kolejne lata nie są objęte ustalonym modelem regulacyjnym.

– Dla 2021 roku w relacjach z Urzędem Regulacji Energetyki był ustalony tzw. model przejściowy dla dystrybucji i do dzisiaj trwają prace nad modelem na kolejne lata. Mamy obawy, że ten model nie zostanie wypracowany tak, aby był on pewną bazą na najbliższe pięć lat funkcjonowania segmentu dystrybucji. Najprawdopodobniej będzie kolejny okres przejściowy dla ustalenia parametrów regulacyjnych dla 2022 roku i to jest główny czynnik ryzyka. W szczególności dotyczy poziomu WACC, czyli stopy zwrotu z zainwestowanego kapitału, jaki regulator ustali na 2022 rok – twierdził Jerzy Topolski, przypominając, że już wprowadzono mechanizm konta regulacyjnego.

Mimo ewidentnej poprawy koniunktury na rynku energii elektrycznej w porównaniu z trudnym 2020 rokiem i prognoz wskazujących, że zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie dalej rosło, warto zwrócić uwagę na zjawisko, które przewiduje w raporcie Enea.

– Kluczową konsekwencją zmian na rynku energii będzie stopniowy spadek ilości energii dystrybuowanej sieciami OSD. Zwiększać się będzie natomiast ilość energii produkowanej na własne potrzeby przez odbiorców końcowych, w szczególności przez prosumentów. Zmieniający się model rynku energii i jego skutki dla obecnych użytkowników, takich jak operatorzy systemu dystrybucyjnego, wymagać będzie również transformacji obecnego modelu regulacyjnego – stwierdziła Enea.

IRENEUSZ CHOJNACKI
Autor jest dziennikarzem Magazynu Gospodarczego „Nowy Przemysł” oraz portalu wnp.pl

Czytaj dalej