Prezes URE w październiku zeszłego roku zainaugurował prace zespołu, który miał wypracować porozumienie regulatora z branżą dystrybucji energii elektrycznej. Niedawno ocenił, że realny termin podpisania uzgodnień to październik bieżącego roku. Nie jest pewne, ale nie jest też wykluczone, że dokument zmieni model taryfowy branży już w przyszłym roku.
W naszym kraju od kilku miesięcy w centrum debaty publicznej jest kwestia dostępności paliw, tak do ogrzewania, jak i do produkcji energii elektrycznej oraz cen energii elektrycznej i ciepła, w tym sieciowego.
Równolegle trwają lub nawet zakończono rządowe i parlamentarne prace nad regulacjami mającymi chronić odbiorców przed podwyżkami cen energii i ciepła, których wysokość stała się nieakceptowalna.
To, jaka jest skala wyzwań związanych z samym zaopatrzeniem rynku w odpowiednie ilości węgla, pokazuje dość dobrze operacja importu tego surowca prowadzona przez PGE.
– Do kwietnia 2023 roku mamy zamiar sprowadzić łącznie 10 mln ton węgla – stwierdził Wojciech Dąbrowski, prezes PGE.
Wyjaśniał, że aby uzyskać nadający się do palenia w piecach klientów indywidualnych (groszek), sprowadzany statkami miał węglowy w Polsce jest przesiewany i groszek jest oddzielany.
Wojciech Dąbrowski podał, że zawartość groszku w miale to około 30-40 proc., a więc 10 mln ton, które ma być sprowadzone „da pewnie około 3 mln ton groszku, który trafi do klientów indywidualnych”.
– To zadanie specjalne, które zostało nałożone na nas przez premiera Morawieckiego, wypełnimy – zapewnił Wojciech Dąbrowski.
Sam sektor dystrybucji energii elektrycznej jest ostatnio nieco w cieniu, co zważywszy m.in. na sytuację na rynku paliw jest zupełnie zrozumiałe. Tym bardziej, że to generalnie stabilny sektor biznesowy, co pokazały wyniki pierwszego półrocza 2022 roku.
Wówczas segment dystrybucji dostarczył grupie Tauron około 73 proc. zysku EBITDA, koncernowi Enea niemal 34 proc., grupie Energa prawie 63 proc., a koncernowi PGE – blisko 35 proc. powtarzalnej EBITDA.
Zysk EBITDA jest różnie definiowany, ale najprościej rzecz ujmując, to zysk przed odliczeniem kosztów odsetek, podatku oraz amortyzacji. Z kolei EBITDA powtarzalna to zysk EBITDA ,,oczyszczony’’ z wpływu zdarzeń jednorazowych.
Tak czy inaczej chodzi o duże pieniądze, bo w wartościach bezwzględnych w pierwszym półroczu 2022 roku np. zysk EBITDA segmentu dystrybucji grup: Tauron to około 1,7 mld zł, Energa blisko 1,3 mld zł, Enea ponad 0,6 mld zł, a PGE prawie 1,5 mld zł.
– W pierwszym półroczu bieżącego roku nakłady inwestycyjne wyniosły blisko 1,5 mld zł, co oznacza, że były o 15 proc.
wyższe rok do roku. Wydatki inwestycyjne wzrosły niemal we wszystkich segmentach, wyjątkiem była dystrybucja. Nie zmienia to jednak faktu, że to właśnie do tego segmentu trafia najwięcej środków przeznaczonych na inwestycje – komentował Paweł Szczeszek, prezes spółki Tauron Polska Energia.
Liderem segmentu dystrybucji energii w naszym kraju pod względem wolumenu dystrybuowanej energii elektrycznej pozostaje grupa Tauron.
Według szacunków w pierwszym kwartale 2022 roku udział grupy Tauron (Tauron Dystrybucja) w dystrybucji energii elektrycznej do klientów końcowych wyniósł około 38 proc., PGE (PGE Dystrybucja) – 16 proc., Energa (Energa-Operator) na poziomie 16 proc., a Enea (Enea Operator) rzędu 14 proc.
Według danych za pierwsze półrocze 2022 roku sytuacja co do kolejności największych dystrybutorów energii elektrycznej w Polsce nie zmieniła się.
W pierwszym półroczu 2022 grupa Tauron dostarczyła odbiorcom końcowym prawie 26,5 TWh energii (rok wcześniej niemal 26 TWh), grupa PGE około 18,6 TWh, czyli na poziomie z tegoż okresu 2021 roku, grupa Energa – 11,9 TWh (rok wcześniej około 11,6 TWh), a grupa Enea prawie 10,2 TWh energii, co także oznacza dostawy na poziomie pierwszego półrocza 2021 roku.
Lechosław Rojewski, wiceprezes PGE ds. finansowych, podał, że w drugim kwartale 2022, licząc rok do roku, segment dystrybucji grupy zanotował spadek wolumenu dystrybucji o 3 proc., przy wzroście zużycia energii w kraju.
– W naszej ocenie głównym powodem zmniejszenia dystrybuowanej energii jest struktura odbiorców na naszym terenie. Mamy większościową liczbę odbiorców indywidualnych i w taryfie G zanotowaliśmy największy spadek, bo około 4 proc. rok do roku. Odnosimy to przede wszystkim do tego, że odbiorcy w taryfie G wykorzystują coraz więcej energii z OZE, czyli z instalacji PV. Na naszym terenie moc instalacji prosumentów to około 1 GW – komentował Lechosław Rojewski.
Raporty spółek giełdowych, w tym energetycznych, publikowane są czasami dość późno. PGE, Tauron i Enea podały wyniki za pierwsze półrocze 2022 roku we wrześniu, a to już czas, kiedy rynek coraz częściej interesuje się tym, co przyniesie kolejny rok.
Niemniej ostatnie miesiące 2022 roku akurat dla sektora dystrybucji energii elektrycznej mogą się okazać bardzo ważne.
– Kończymy prace nad porozumieniem sektorowym Prezesa URE z branżą dystrybucji energii elektrycznej, które obecnie jest chyba nawet bardziej potrzebne rynkowi niż jeszcze rok temu. Oceniam, że realny termin jego podpisania to październik 2022 roku – stwierdził Rafał Gawin, Prezes URE, w połowie września.
Formalnie rzecz biorąc, chodzi o zakończenie rozpoczętych w październiku 2021 roku prac nad Porozumieniem Społecznym Regulatora Sektorowego i Branży Dystrybucyjnej pod nazwą „Karta Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki”.
– Porozumienie ma zapewnić branży dystrybucji, po pierwsze, przewidywalne warunki finasowania inwestycji w dłuższym horyzoncie czasowym, po drugie – godziwy zwrot z inwestycji – wyjaśnia Rafał Gawin.
Jednym z głównych celów porozumienia sektorowego z dystrybucją, jak wskazuje regulator, jest zapewnienie branży finansowania niezbędnego do modernizacji i budowy sieci w celu zwiększenia możliwości przyłączania i odbierania energii z OZE.
– Naszym celem jest, aby do 2030 roku w Polsce pracowały OZE o mocy co najmniej 50 GW, co w konsekwencji będzie skutkowało ponad 50-procentowym udziałem energii z OZE w krajowym miksie energetycznym. Oznacza to, że dzięki wspólnie wypracowanemu porozumieniu chcemy do 2030 roku dać możliwość przyłączenia do sieci dystrybucyjnej więcej OZE niż jest przyłączone obecnie – wyjaśniał Rafał Gawin.
Zaznaczył, że te szacunki nie uwzględniają przyłączeń do sieci przesyłowej, jak również rozwoju energetyki prosumenckiej, czyli mikroinstalacji, które nie muszą uzyskiwać warunków przyłączenia.
Planowane są zmiany w tzw. regulacji jakościowej, wprowadzonej kilka lat temu przez regulatora w celu poprawy jakości usług dystrybucji, m.in. poprzez poprawę jakości i niezawodności dostarczania energii, a ponadto w ramach prac nad porozumieniem sektorowym dystrybucji przygotowywana jest też nowa formuła wyliczania poziomu zwrotu z inwestycji w dystrybucję energii elektrycznej.
– Zakładamy, że ten nowy model będzie bardziej zróżnicowany niż obecny, tzn. że poszczególne kategorie czy kierunki inwestycji będą mogły być różnie wynagradzane. Planujemy i dołożymy starań, aby ten nowy model zastosować już przy ustalaniu taryf dystrybucyjnych na 2023 rok, ale w tym momencie nie mogę jeszcze przesądzić, że na pewno będzie to możliwe – stwierdził w połowie września Rafał Gawin.
Na początku miesiąca branża też nie była pewna, czy nowy modelowy taryfowy wejdzie w życie w 2023 roku.
– Jeśli chodzi o model taryfowy, to trwają prace, które nie zostały jeszcze zakończone. Czy będzie ewentualnie próba przeciągnięcia dotychczasowego modelu na 2023 rok, czy będzie wdrożenie nowego to trudno mi w tej chwili odpowiedzieć – stwierdził podczas konferencji prasowej Krzysztof Surma, wiceprezes zarządu ds. finansów spółki Tauron Polska Energia.
Sektor dystrybucji energii elektrycznej w naszym kraju skoncentrowany jest w grupach energetycznych. Według szacunków, jakie podaje Tauron Polska Energia, w pierwszym kwartale 2022 roku udział innych firm niż spółki dystrybucyjne z grup Tauron, PGE, Enea, Energa z grupy Orlen w rynku dystrybucji prądu do klientów końcowych wynosił 6 proc.
IRENEUSZ CHOJNACKI
Autor jest dziennikarzem Magazynu Gospodarczego „Nowy Przemysł” oraz portalu wnp.pl
