Pomysłów na niższe ceny prądu jest wiele, część już została pośrednio wprowadzona przez spółki sprzedaży należące do Skarbu Państwa, które oferują elastyczniejsze taryfy z niższymi cenami energii w weekendy. To jednak za mało, zwłaszcza że większość gospodarstw domowych nie jest w stanie przesuwać największego zużycia energii elektrycznej np. z wieczora na okres w ciągu dnia. Mowa o ok. 15,5 mln gospodarstw domowych.

Sięgnięcie do kieszeni dystrybucji

Ministerstwo Energii razem z innymi resortami pracuje nad koncepcją, aby to spółki dystrybucyjne największych grup energetycznych z udziałem państwa wzięły na siebie część kosztów związanych z cenami energii i w ten sposób doprowadziły do obniżenia finalnych rachunków za prąd. Rozważane opcje dotyczą podziału zysków spółek dystrybucyjnych, które w ostatnich latach są rekordowo wysokie i stanowią o sile wyników grup energetycznych. To efekt sprzyjającego otoczenia regulacyjnego, które miało promować spółki dystrybucyjne, aby te miały środki na potrzebne inwestycje w rozbudowę sieci. Resort miałby rozważać  poszukiwanie rozwiązań, aby dystrybucja „w jakiś sposób podzieliła się zyskami” – słyszymy w otoczeniu rządu. Druga opcja mogłaby dotyczyć działań restrukturyzacyjnych spółek dystrybucyjnych. Z naszych informacji wynika, że niektóre grupy energetyczne wskazują, że jest pole do optymalizacji. Ministerstwo Energii nie odpowiedziało nam, jak przebiegają te prace koncepcyjne.

Pozbawienie spółek dystrybucyjnych części zysków może odbić się negatywnie na inwestycjach. Spadki EBITDA prognozowane są także w dziale dystrybucji, który napędzał w ostatnich latach wyniki grup energetycznych. Na ten rok stawki samych opłat sieciowych ujętych w taryfie nie zmieniły się poza współczynnikiem WACC, wokół którego ogniskowała się w ub.r. dyskusja o zbyt wysokich przychodach spółek dystrybucyjnych, będących częścią grup energetycznych. Weighted average cost of capital, czyli WACC, to średnioważony koszt kapitału, pozwalający de facto spółkom więcej inwestować. W efekcie decyzji URE na ten rok obniżono wskaźnik WACC do 9-11 proc. z 11-13 proc. rok wcześniej. Dalsze próby zmiany otoczenia dystrybucji mogą osłabić inwestycje.

Jak zmiana taryfy za przesył może obniżyć ceny prądu?

Jeśli spółki obniżą koszty własne, to i wniosek taryfowy do prezesa Urzędu Regulacji Energetyki mógłby opiewać na niższą stawkę, a dzisiaj taryfa dystrybucyjna stanowi już blisko 50 proc. wartości rachunku za prąd. Kluczowe są cztery spółki dystrybucyjne należące do grup energetycznych: PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja, Enea Operator i Energa Operator. To najwięksi w Polsce operatorzy systemów dystrybucyjnych energii elektrycznej, którzy zarządzają sieciami przesyłowymi niskiego, średniego i wysokiego napięcia w "swoich" regionach kraju. Składają oni do prezesa URE co roku wniosek o taryfę, której koszty widzimy w rachunku za prąd.

Na całkowitą wysokość rachunku za energię elektryczną składają się bowiem nie tylko koszty zakupu energii elektrycznej, ale także koszty jej dystrybucji, a także opłaty dodatkowe (systemowe, jak opłata mocy, OZE, kogeneracyjna itd.). Te stanowią ok. 46-48 proc. wartości naszego rachunku za prąd. Stawki dystrybucyjne dla grupy G będą rosły w zakresie nie większym niż średnio 7,6 proc. dla gospodarstw domowych. Taryfa dystrybucyjna, a więc druga podstawowa, obok sprzedaży, składowa rachunku za prąd z roku na rok wzrośnie z ok. 430 zł za MWh do ok. 463 zł za MWh.

Prąd będzie tańszy? Giełda mówi co innego

– Podnieśliśmy nasze prognozy tegoroczne w dziale dystrybucji względem szacunków z początku roku przez wyższe przychody pozataryfowe. Nie widzimy jednak żadnych oznak bardziej sprzyjającego stanowiska regulacyjnego w zakresie dopuszczalnego średniego kosztu kapitału (WACC) w dystrybucji  – mówi Michał Kozak DM Trigon.

Dostrzega on więcej ryzyka w dziale handlu energią elektryczną, zwłaszcza w ostatnim kwartale tego roku. – Uważamy, że mimo rosnących cen energii, regulator nie pozwoli na podniesienie cen w taryfie G na przyszły rok, zwłaszcza w okresie przedwyborczym. Co więcej, widoczna jest presja z tytułu rosnących kosztów profilu  OZE, które negatywnie wpływają na wyniki handlu – mówi nam analityk.

Jeśli spojrzymy na ceny energii na Towarowej Giełdzie Energii, to zobaczymy niepokojącą tendencję rosnących cen. Jeśli średnia cena kontraktu rocznego na przyszły rok (podstawowy kontrakt zakupu energii na następny rok, który zawierają spółki sprzedaży) wynosiła wcześniej blisko 420 zł za MWh, to w czerwcu było to blisko 448 zł za MWh. Wyższa wartość kontraktu to potencjalnie wyższa cena we wniosku taryfowym do URE na 2027 r. i w rezultacie wyższy rachunek.

Z czego składa się rachunek za prąd?

Rachunek za prąd składa się z opłat za sprzedaż energii oraz opłat dystrybucyjnych. Opłata za sprzedaż energii (największy udział w rachunku za energię, ok. 60 proc. jego wartości) to koszt zużycia energii wynikający z posiadanej grupy taryfowej (najczęściej G11). Jest to opłata zmienna, zależna od ilości pobranej energii. W tej części rachunku może też znaleźć się opłata handlowa – jeśli klient korzysta z oferty lub cennika zawierającego taką opłatę (ta występuje najczęściej w ofertach sprzedaży poza taryfą). Opłaty dystrybucyjne to koszty dostarczania energii do odbiorców. Dzielą się na dwie podgrupy (wedle podziału URE): opłaty na rzecz dystrybutora i opłaty wsparcia (tzw. transformacyjne). Do tej pierwszej grupy zaliczamy opłatę sieciową stałą, opłatę sieciową zmienną, opłatę abonamentową i opłatę jakościową. Druga grupa to tzw. opłaty wsparcia i są związane z finansowaniem mechanizmów wsparcia, niezbędnych w procesie transformacji i liberalizacji rynku energii. Zalicza się do nich opłatę przejściową, opłatę mocy, opłatę OZE i opłatę kogeneracyjną. Wraz z postępującą transformacją to ta podkategoria może rosnąć i stanowić coraz większy udział w rachunku za prąd.