Kiedy poznamy nowe taryfy za energię elektryczną?

Termin złożenia wniosków taryfowych, które właśnie do nas wpłynęły, wynika z przepisów prawa, zgodnie z którymi przedsiębiorstwo przedkłada wniosek regulatorowi nie później niż dwa miesiące przed upływem terminu obowiązywania dotychczasowej taryfy.

Punktem odniesienia przy ocenie treści tych wniosków jest dla regulatora przede wszystkim rynek giełdowy i notowania energii elektrycznej. Postępowania taryfowe planujemy zakończyć w terminie i nie przewidujemy opóźnień. Do 17 grudnia planujemy opublikować nowe taryfy (na 2022 rok), tak aby mogły zostać wprowadzone przez spółki od 1 stycznia.

Czy i jak kryzys energetyczny w Europie może wpłynąć na ocenę wniosków taryfowych?

Musimy pamiętać, że nasz krajowy rynek energetyczny oparty jest na wycenie węgla i uprawnień do emisji CO2. Natomiast krańcowe ceny energii elektrycznej w Europie kształtowane są obecnie w oparciu o energetykę gazową. Ze względu na rekordowe w tym roku ceny gazu energetyka gazowa okazała się znacznie droższa niż energia z węgla. Ze względu na fakt, że jesteśmy połączeni z rynkiem europejskim, rekordowo wysokie ceny energii przenoszą się także na nasz kraj.

Dlatego też wyznacznikiem cen energii elektrycznej na przyszły rok i oceny samych wniosków nie jest już tylko energetyka węglowa i ceny uprawnień do emisji CO2, ale także energetyka gazowa. Czynniki oceny wniosków są dla nas oczywiste, a tym samym nie przewidujemy opóźnień w ocenie wniosków. Nie mamy do czynienia – jak w 2019 r. – z okresem po zamrożeniu cen, co znacząco skomplikowało ocenę wniosków taryfowych na 2020 rok.

Czym będzie kierować się URE przy ocenie wniosków taryfowych?

W postępowaniach taryfowych budujemy tzw. energetyczne przedsiębiorstwo modelowe, którego funkcjonowanie opieramy na czynnikach rynkowych i możliwościach funkcjonowania takiego przedsiębiorstwa na rynku. Model ten odzwierciedla wszelkie ryzyka, ale i dbałość o odbiorców oraz inne przesłanki wynikające z prawa energetycznego.

Zawsze w postępowaniach taryfowych kierujemy się tym, co dzieje się w otoczeniu rynkowym oraz porównujemy regulowane przedsiębiorstwo z tym „modelowym". Przedsiębiorstwa obrotu, kupując energię, mogą korzystać z różnych produktów dostępnych na rynku, jak kontrakty terminowe i spotowe. W grę wchodzi także sposób kontraktowania i rozłożenia zakupów w czasie. Kiedy zatem regulator szacuje cenę odniesienia, nie robi tego w oparciu o jeden produkt zakupowy na giełdzie. Uwzględniamy tym samym wszelkie ryzyka, ale i szanse oraz możliwości, jakie miało dane przedsiębiorstwo, aby zakupić energię po konkurencyjnej cenie.

Jednocześnie dostępne są różne formy zakupu energii: to nie tylko giełda, ale także umowy dwustronne. Nie możemy więc odnosić się wyłącznie do jednej ceny, jednego produktu. Jeśli więc dana spółka, kontraktując energię elektryczną dla potrzeb swoich klientów, zachowała się co najmniej tak efektywnie jak nasze modelowe przedsiębiorstwo, to nie powinna ponosić straty. Niemniej, analizujemy sytuację każdego przedsiębiorstwa indywidualnie, a w przypadku osiągnięcia przez dane przedsiębiorstwo mniejszej efektywności niż przedsiębiorstwo modelowe, oceniamy przyczyny takiej sytuacji oraz czy negatywne skutki takiego funkcjonowania były możliwe do uniknięcia.

Czy biorąc pod uwagę uwarunkowania rynkowe, taryfa za energię elektryczną będzie wyższa?

To nie ulega wątpliwości. Będzie wyższa. Wzrost będzie dwucyfrowy na samej taryfie obrotu energią elektryczną. Nie będzie to tym samym wzrost odpowiadający poziomowi inflacji, jak to miało miejsce w poprzednim roku. Natomiast trudno precyzyjnie określić, jaki będzie finalny wzrost w taryfie. To spółki obrotu muszą ocenić swoje koszty. Wniosek taryfowy przygotowuje spółka i to ona wie, jakie poniesie koszty. W procesie taryfowym to spółka przedkłada wniosek, w którym może nam pokazać koszty niższe lub wyższe w odniesieniu do naszego „modelowego" przedsiębiorstwa.

Czy wysokie ceny gazu i węgla będą wpływać na ocenę wniosków taryfowych?

Należy pamiętać, że nie taryfikujemy wytwórców, a spółki obrotu (sprzedawców) i oceniamy koszt zakupu tej energii przez te podmioty, ale nie jej produkcji. Nie patrzymy więc bezpośrednio na ceny węgla czy uprawnień do emisji CO2, bo to nie jest koszt spółek obrotu. Jest to oczywiście brane pod uwagę, ale jako część szerszej analizy rynku.

W ubiegłym roku głównym czynnikiem podwyżek cen energii była nowa opłata mocowa. Czy w tym roku się zmienia?

Tak, kwota tej opłaty się zmieni. Urząd już ją skalkulował i została przez nas ogłoszona pod koniec września tego roku. Będzie ona inaczej wyceniana, w sposób dynamiczny, odzwierciedlający koszty zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego czy profil zużycia energii. Poprzednie stawki nie uwzględniały tego mechanizmu. Obecnie wysokość stawki zmieni się w zależności od sposobu naszego korzystania z energii w cyklu dobowym (tzw. indywidualnej krzywej poboru). Dla tzw. grup G i C1 stawki opłaty mocowej wzrosły średnio kilkanaście złotych w skali roku. Nowe stawki będą obowiązywać od stycznia przyszłego roku. Opłata mocowa to jedna ze składowych finalnego rachunku za energię.

Kolejną składową poza taryfą, opłatą mocową jest taryfa dystrybucyjna. Czy ona też może wzrosnąć?

Otrzymaliśmy nowe wnioski taryfowe pięciu dystrybutorów energii. Pamiętajmy, że operatorzy poszukują możliwości pozyskania środków, aby rozbudować sieci niskich i średnich napięć, co jest konieczne w obliczu rosnących mocy OZE. Potencjał przyłączania nowych źródeł OZE z wykorzystaniem istniejących mocy dystrybucyjnych powoli się kończy, podobnie jak perspektywa dalszej integracji energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł rozproszonych.

Aby zmienić system, przygotować go na wyzwania, potrzebne są znaczące nakłady inwestycyjne. Nie jest zatem zaskoczeniem, że aby integrować źródła OZE z infrastrukturą sieciową, należy ponieść ten wysiłek. Od ponad roku prowadzimy rozmowy z największymi operatorami systemów dystrybucyjnych dotyczące planów ich rozwoju, aby określić cele do zrealizowania, aby móc przyłączać nowe źródła i wprowadzać energię do sieci. Omawiamy potrzeby inwestycyjne i źródła ich finansowania, w tym także oczywiście wpływ tych inwestycji na taryfę dystrybucyjną.

W związku z rosnącymi wyzwaniami stojącymi przed sektorem infrastrukturalnym podjąłem decyzję o utworzeniu zespołu, który ma określić najważniejsze cele transformacji sieci dystrybucyjnych oraz wskazać narzędzia potrzebne do ich realizacji, a także sposób finansowania tych przedsięwzięć. Oczywiście jednym z efektów pracy zespołu będzie pokazanie, jak te wydatki przełożą się na poziom taryfy dystrybucyjnej.

Mamy początek sezonu grzewczego, a zapasy węgla są rekordowo niskie i wynoszą 3,7 mln ton. Czy URE, monitorując rynek, dostrzega niedobory węgla przy elektrowniach?

Monitorujemy zapasy węgla tam, gdzie wymaga tego od nas prawo, a więc przy elektrowniach i elektrociepłowniach. Rzeczywiście wpłynęło do nas kilka informacji o stanie zapasów poniżej wielkości obowiązkowych i jest takich informacji więcej niż rok temu. Taka sytuacja ma jednak prawo się wydarzyć. Podmiot raportuje nam niższe poziomy zapasów, ale jednocześnie jest zobowiązany przedstawić nam plan ich odbudowy. Sytuacja ta nie jest jednak dla nas zaskoczeniem – wystarczy spojrzeć na produkcję energii z elektrowni węglowych, która w ostatnich miesiącach znacząco wzrosła. Większa produkcja to większe zużycie paliwa, a odbudowa zapasów wymaga czasu.

CV

Rafał Gawin kieruje Urzędem Regulacji Energetyki od 24 lipca 2019 r. Jest doktorem nauk technicznych ze specjalnością elektroenergetyka i gospodarka energetyczna. Swoją karierę od początku związał z energetyką. W URE pracuje od 2004 r., tuż przed objęciem stanowiska prezesa był zastępcą dyrektora Departamentu Rozwoju Rynków i Spraw Konsumenckich.