Gawin(URE): czasy taniego prądu dobiegają końca

Adobe Stock

Na ceny takie, jak w 2018 r., już nie ma co liczyć – mówi nam Rafał Gawin, prezes Urzędu Regulacji Energetyki.

 

Kogo nie spytać, usłyszymy: „nikt się już nie zastanawia, czy będą podwyżki; wszyscy pytają – o ile”. No to o ile?
To zależy od tego, co przyjmiemy za punkt odniesienia. W powszechnym odbiorze jest to 2018 r., choć moim zdaniem, dla oceny czy w 2020 roku będzie wzrost czy spadek cen, należy za punkt odniesienia przyjąć rok 2019, kiedy – moim zdaniem – ceny również były regulowane. Mieliśmy nawet w tym roku dwóch regulatorów: z jednej strony prezesa URE – dla dystrybucji, a z drugiej ustawodawcę, który w rozporządzeniu do tzw. ustawy prądowej ustalił quasi-taryfy. Wyliczona na tej podstawie cena energii dla odbiorców końcowych w gospodarstwach domowych powinna w 2019 roku wynosić średnio od ok. 299 zł/MWh do ok. 313 zł/MWh. Zatem, gdyby nie tegoroczne dopłaty dla przedsiębiorstw energetycznych, to sprzedawcy na rachunkach dla odbiorców umieszczaliby ceny na takim poziomie.

To wzrost o…
Możemy mówić o 27-proc. uśrednionym wzroście cen energii w roku 2019 w stosunku do 2018, z czego mniej więcej połowa byłaby odczuwalna w rachunkach klientów.
Mając ten punkt odniesienia, w ramach postępowań taryfowych możemy prowadzić – i prowadzimy – dialog z przedsiębiorstwami energetycznymi. Na tym etapie mówienie o szczegółach raczej temu dialogowi nie pomoże. Jeżeli nastąpi zbliżenie stanowisk, możliwe będzie zatwierdzenie taryfy i wtedy będziemy w stanie powiedzieć, jak kształtuje się cena dla odbiorcy końcowego. Dużo czasu nam nie zostało, jeżeli przedsiębiorstwa chcą wprowadzić nowe taryfy od 1 stycznia 2020 roku, powinniśmy zakończyć postępowanie w najbliższy wtorek, 17 grudnia.

 

Rafał Gawin, prezes URE

 

Skoro są negocjacje i rozbieżne stanowiska, można to interpretować tylko tak, że koncerny energetyczne chcą sprzedawać drożej. Pan już zna ich wnioski. Wystąpiły o podwyżki?
W stosunku do 2018 roku – tak. W stosunku do 2019 r. – bywa różnie. Cena została skalkulowana z założeniem kontraktacji na TGE, w związku z tym wnioski przedsiębiorstw odzwierciedlają notowania na giełdzie. Każde przedsiębiorstwo kalkuluje własną taryfę i w stosunku do 2018 r. stawki we wnioskach są dużo wyższe, odzwierciedlając zmianę sytuacji w energetyce.

Rozumiem, że to się jeszcze może na przestrzeni tych kilku dni zmienić?
Musi. Przepraszam: oczekujemy, że tak się stanie.

Daje pan do zrozumienia, że URE zaproponowane stawki nie przypadły do gustu.
Gdyby było inaczej, postępowania byłyby zapewne już zakończone. To, że dialog trwa, wskazuje, iż nasze oczekiwania różnią się od tych, jakie mają przedsiębiorstwa.

W dyskusjach o cenach energii pojawiają się dwa czynniki: ceny pozwoleń na emisje CO2 i ceny węgla. Czy to przyczyny planowanych przez koncerny podwyżek?
Zdecydowanie tak, przecież prąd nie bierze się znikąd. Koszty pierwotne są po stronie wytwarzania. Prąd jest też transportowany i sprzedawany w określonym obszarze handlowym. Znamy strukturę wytwarzania w Polsce: przy technologii bazującej na paliwach kopalnych, można jasno przyjąć, że koszty uprawnień do emisji CO2 oraz koszty paliwa to fundamentalne składniki kosztotwórcze.

Jak duże?
Trudno mi szacować procentowo. Jednak proszę pamiętać, że w każdym procesie taryfowym zwracamy uwagę przede wszystkim na zmiany: i jeżeli jakiś koszt – jak np. uprawnienia do emisji – wynosił 5 euro, a dziś wynosi 25 euro, to te dodatkowe 20 euro jest dla nas zauważalną zmianą wpływająca na koszty przedsiębiorstw.

Policzę teoretycznie na kolanie: nagle element kosztowy rośnie o kilkaset procent. Jeżeli zatem wcześniej te 5 euro było np. 5 proc. kosztów produkcji, to dziś należałoby szacować koszty produkcji na 125 proc. wcześniejszych…
Rzeczywiście, przeliczenie jest dosyć bliskie 1:1. W każdym razie, jeżeli cena zmienia się o 20 euro, to tych 20 euro możemy wkrótce oczekiwać w cenie energii. Proszę spojrzeć na wspomniany przeze mnie wzrost cen w 2019 r.: zmiana o 27 proc. w górę bardzo wiernie odzwierciedla skok cen uprawnień do emisji.

Ale też zgodnie z indeksami cen TGE, ceny energii w ostatnich miesiącach nie tylko rosły, ale i spadały – czasem do poziomu tych z lata 2018 r. Czy to oznacza, że możemy mieć jeszcze nadzieję na tani prąd w przyszłości?
Tu należałoby znów zapytać o punkt odniesienia. Jasne jest tylko, że zmiany cen energii zmotywowały odbiorców – dużych i małych – do zapewniania sobie energii we własnym zakresie. Prosumenci, mali przedsiębiorcy, duże fabryki: wszędzie widać trend do budowy własnych źródeł wytwarzania, by zapewnić sobie własną, stabilną i tanią, energię. Dla biznesu jest to też ograniczenie ryzyk.

Ale przesłanie, jakie płynie z pańskiej odpowiedzi, brzmi: chcecie mieć tańszy prąd, to sami go sobie zróbcie.
Cóż, na pytanie, które pan zadał, nie ma dobrej odpowiedzi. Odbiorcy walczą, by prąd nie był droższy. Nie wiem, czy da się w przyszłości obniżyć jego cenę.

Dużo mówimy o transformacji energetyki. Jak proces ruszy, odpadną koszty związane z zakupem pozwoleń na emisje, zaczniemy odchodzić od węgla, znajdziemy inne surowce. Co wtedy?
Na całkowity koszt energii składa się wiele czynników. Dla końcowego odbiorcy jest to również transport czy koszty określonej polityki – obecnie polityki klimatycznej. Więc koszt samego wytwarzania może spadać, ale to nie oznacza, że pozostałe koszty pozostaną na niezmienionym poziomie. By rozwijać „czystą” energetykę, trzeba zastosować pewne systemy wsparcia. To kiedyś wypłynie.

 

 

W sensie, w rachunkach?
Tak. A rolą regulatora jest pilnowanie, aby koszty transformacji nie zostały w 100 proc. przerzucone na odbiorcę. Dlatego musimy mieć pomysł, jak tę transformację realizować: zarówno w obszarze wytwarzania energii, jak i jej dystrybucji. Moim zdaniem, spora część kosztów pojawi się w obszarze infrastruktury. Pójście w generację rozproszoną, prosumencką, sprawia, że zamiast kilkuset źródeł energii w systemie, pojawią się setki tysięcy – ba, może miliony. To ogromne wyzwanie technologiczne, również kosztowe.

Czyli to wygląda tak, że przychodzi firma i uzasadniając koszty mówi: „kupiliśmy tysiąc wiatraków. Połowę sfinansowała Unia, resztę musimy dopisać do rachunków”.
Tak, ten kto buduje wiatraki, uwzględni ten koszt w cenie. Będzie chciał odzyskać zainwestowane pieniądze, również te wydane na podłączenie do sieci. Normalna sprawa.

I bardzo realistyczna, producenci mówią, że zeszli z marży już niemal do zera. Z czego tu inwestować?…
Proszę spojrzeć na wyniki największych grup. W sektorze wytwarzania nie wygląda to wcale tak źle. Jeżeli pojawiają się problemy, to po stronie dystrybucji i obrotu.

 

Adobe Stock

 

Jaki jest zatem bilans tego roku „zamrożonych” cen?
Skutki zamrożenia podzieliłbym na dwa obszary: rynkowy i społeczny. Ze społecznego punktu widzenia cel został osiągnięty, ale tylko doraźnie. Każda gwałtowna zmiana cen jest źle odbierana społecznie i trzeba szukać narzędzi, którymi można taką zmianę złagodzić. Ale problem w zasadzie tylko odsunęliśmy w czasie.
Natomiast na rynku był to rok niepewności i jej efektów: choćby za sprawą długiego procedowania finalnych mechanizmów. Niepewność to ryzyko, a ryzyko jest kalkulowane. Wciąż nie wiemy, ile firm wyszło lub zamierza wyjść z rynku w efekcie wszystkich procesów. To ryzyko zostało tez odzwierciedlone w cenach energii – może to przypadek, a może i nie, że w kontraktacji w październiku i listopadzie br. ceny kontraktacji znacząco spadły. Zbiegło się to z uruchomieniem rekompensat dla przedsiębiorstw energetycznych, co oznaczało wyeliminowanie dla nich niepewności co do ostatecznej ich formy i wysokości.

Duzi odetchnęli, mali z rynku uciekają. Zaraz będziemy mieli „kwadropol” państwowej czwórki.”
Zmiany – jak ogłoszenie chęci przejęcia Energi przez PKN Orlen – powodują, że struktura będzie się zmieniała, ale nie sądzę, by na bardziej niekorzystną. Struktura, jaką dziś mamy, już jest skoncentrowana. Nie wolno nie doceniać tego, co dzieje się w obszarze energetyki rozproszonej i prosumenckiej. Ona zaczyna tworzyć równowagę, punkt odniesienia do tego, co dzieje się na rynku hurtowym. Ten trend również wynika z chęci uniezależnienia się od realiów rynku hurtowego, a rynek hurtowy nie będzie mógł zignorować tego, co dzieje się na rynku rozproszonym.

Tagi:

Mogą Ci się również spodobać

Wzrośnie popyt na gaz i zmaleje na ropę

BGK szacuje, że w długim okresie na światowych rynkach będzie spadało zużycie ropy. Z ...

PGNiG wybuduje więcej gazociągów dystrybucyjnych

Tylko w tym roku koncern przeznaczy na rozbudowę krajowej sieci prawie 2 mld zł. ...

Austria: Gazowy hub wznowił pracę po awarii

Rosyjski gaz znów płynie przez Baumgarten, także do Włoch, gdzie po wstrzymaniu dostaw z ...

Rosja pompuje, ile się da

Kiedy nie powiodły się kwietniowe negocjacje OPEC z Rosjanami na temat zmniejszenia dostaw ropy ...

Posypią się pozwy o wsparcie dla ekoelektrowni

Rozstrzygnięcie testowej aukcji na zieloną energię wywołało falę krytyki przedsiębiorców wobec URE. Niektórzy pójdą ...

Borys Johnson rezygnuje z gazu łupkowego

Rząd Wielkiej Brytanii wprowadził moratorium na wydobycie gazu metodą szczelinowania. Wyspy coraz mocniej zależą ...