Przedstawiciel spółki podkreśla przy tym, że tradycyjne podejście do poprawy jakości sieci przestaje być wystarczające. – W przyszłości jej efektywność będzie wzrastać w większym stopniu dzięki lepszemu zarządzaniu istniejącymi elementami. Dlatego prowadzimy inwestycje w automatyzację sieci i zwiększenie jej inteligencji – wyjaśnia rzecznik Energi. Chodzi m.in. o montaż liczników zdalnego odczytu. Gdańska spółka jest na razie liderem w ich wdrażaniu i deklaruje ich montaż u wszystkich swoich odbiorców do 2025 r. Ale tego akurat URE nie wynagradza. Może dlatego inni decyzje o wdrożeniu tzw. inteligentnych liczników w całej sieci odkładają do czasu wprowadzenia regulacji prawnych na poziomie krajowym oraz wyników testów prowadzonych lub planowanych pilotaży.
Spore inwestycje przy niższych zwrotach
Część spółek pytana o potrzebę zmiany modelu wynagradzania i ich ewentualny kierunek wskazuje na konieczność ustabilizowania parametrów służących wyznaczaniu zwrotu z zaangażowanego kapitału przez np. ustalenie minimalnego poziomu, poniżej którego WACC nie mógłby spadać. Do znaczącej redukcji doszło na przełomie 2015 i 2016 r. WACC będący składową dla wyliczania taryfy URE obniżyło z 7,2 do ok. 5,7 proc. Na ten rok regulator tylko delikatnie skorygował tę wartość w dół – do 5,6 proc. „Obniżenie WACC w 2016 r. wpłynęło na spadek EBITDA w obszarze dystrybucji o ok. 58 mln zł" – czytamy w sprawozdaniu zarządu Enei. Poznańska spółka – podobnie jak konkurenci – oczekuje negatywnego wpływu regulacji jakościowej na przyszłe wyniki.
URE nie widzi konieczności zmiany sposobu wynagradzania dystrybutorów za ich wysiłki. W praktyce sprowadzałoby się to do wprowadzania zachęt finansowych dla tych operatorów, którzy z nawiązką realizowaliby wyznaczone cele w zakresie ilości i czasu przerw wynikających z planowanych przerw w dostawach prądu oraz skrócenia czasu na podłączenie do sieci. – Nie zmienia się zasad w trakcie gry. Zwłaszcza jeśli spółkom całkiem dobrze poszło zrealizowanie tegorocznych wytycznych, a rentowność spółek sektora nadal oscyluje od kilkunastu do ponad 20 proc. – zauważa Maciej Bando, prezes URE, pytany o możliwość weryfikacji podejścia.
Szef URE zaznacza, że bieżący rok jest tylko „rozbiegówką" dla tego, co będzie się działo w przyszłości. – Dla spółek dystrybucyjnych to był wysiłek, ale niezbyt znaczący. Od 2018 r. krzywa dochodzenia do celów świadczących o poprawie jakości usług jest bardzo stroma – mówi Bando. Nie jest w stanie wskazać spółki, która może mieć największe trudności z realizacją wyznaczonego zadania. – Ten, który był dotąd maruderem, przeskoczył na początek peletonu. Długo planował i pracował koncepcyjnie, a jak uruchomił machinę, to okazało się, że idzie mu całkiem dobrze – ocenia Bando. Nie ujawnia jednak nazwy owego OSD. Być może chodzi o spółkę Tauronu, która w 2016 r. zredukowała wskaźnik SAIDI o 36 proc. Ale bardziej prawdopodobna wydaje się Enea, bo to ona najmocniej wobec 2015 r. obniżyła oba wskaźniki niezawodności sieci SAIDI i SAFI – odpowiednio o 44 i 30 proc., do 244 minut i 3,85 przerwy na odbiorcę.
Spółki podkreślają, że każdy wysiłek w modernizację i rozbudowę sieci wiąże się z poprawą jej niezawodności. Nakłady na ten segment są więc spore. W PGE inwestycje w dystrybucję pochłoną ok. 6,4 mld zł do 2020 r. Z kolei Energa wyda na sieci aż 13 mld zł z planowanych do 2025 r. 20,6 mld zł, z których na same działania związane z poprawą niezawodności sieci pójdzie ponad 5 mld zł. Na odtworzenie i rozbudowę linii elektroenergetycznych Enea przewiduje wydatkowanie nawet połowy budżetu inwestycyjnego do 2020 r. Reszta pójdzie na przyłączenia nowych użytkowników (ok. 40 proc.) oraz działalność wspomagającą ten biznes, m.in. IT (10 proc.).
W planach Innogy Stoen na lata 201–2022 założono wydatki rzędu ok. 1,3 mld zł. Tylko w latach 2015–2016 całkowite nakłady sięgnęły 0,5 mld zł. – Na inwestycje sieciowe przeznaczono prawie 395 mln zł, kolejne 58 mln zł wydano na unowocześnienie systemów IT, a kwotą bliską 20 mln zł wsparto projekty innowacyjne – wylicza Robert Stelmaszczyk, prezes Innogy Stoen.
