Spółki i regulator szukają 130 mld zł na inwestycje

Do końca 2030 r. będziemy podłączać do sieci 52 GW mocy z OZE. To nawet 50 proc. naszego zapotrzebowania na energię – mówi „Parkietowi” Rafał Gawin, prezes URE.

Mija rok, odkąd swoje prace rozpoczęli członkowie powołanego przez prezesa URE zespołu pracującego nad Kartą Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki. Spółki dystrybucyjne, ministerstwa, eksperci rynku i regulator poszukiwali odpowiedzi, jak rozwinąć sieć dystrybucyjną, aby sprostać rosnącej mocy OZE. Prace się kończą, a ustalenia karty znalazły finał we wspólnym porozumieniu. Co zatem udało się przez rok wypracować?

Sfinalizowaliśmy prace projektowe i osiągnęliśmy cele, które sobie założyliśmy rok temu, kiedy rozpoczynaliśmy prace nad kartą. Dokonaliśmy analizy potrzeb rozwojowych operatorów sieci dystrybucyjnych, identyfikacji narzędzi i scenariuszy inwestycyjnych. Opracowaliśmy scenariusz umiarkowany, czyli inwestycji koniecznych do poniesienia w perspektywie do 2030 r., oraz scenariusz rozwojowy obejmujący inwestycje w szerokim rozumieniu polityki energetycznej do 2040 r. W ramach prac pochyliliśmy się również nad zidentyfikowaniem źródeł finansowania tych inwestycji. Takimi źródłami są zarówno taryfa, jak i środki zewnętrzne, pomocowe, a więc np. unijne, które mogą pokryć potrzeby inwestycyjne dystrybutorów. Dokonaliśmy także oceny wpływu tych planowanych nakładów finansowych na poziom taryfy. Kolejnym działaniem było wskazanie kluczowych, konkretnych działań, jakie należy podjąć w celu realizacji założeń karty. Chodzi o propozycje zmian legislacyjnych, a także dotyczących modelu regulacyjnego i aktualizacji metody wyznaczania zwrotu z zaangażowanego kapitału, który ma umożliwić realizację inwestycji. Sygnatariuszami karty są prezes URE i pięciu największych OSD (operatorzy sieci dystrybucji – red.) w Polsce. Jednocześnie karta jest otwarta na kolejne przedsiębiorstwa sieciowe.

Co będzie efektem prac poza rekomendacjami zmian w prawie i wyliczeniami?

Efektem będą przede wszystkim plany rozwoju operatorów. Powinny one odzwierciedlić zidentyfikowane w karcie potrzeby inwestycyjne. Karta tworzy stabilne otoczenie regulacyjne dla przedsiębiorstw energetycznych w wieloletnim horyzoncie czasowym w zakresie, w jakim dotyczy ono prowadzenia inwestycji sieciowych (modernizacja i rozwój sieci). Ponadto efektem karty będą dalsze prace ukierunkowane na wdrożenie usług elastyczności sieci i jej cyfryzacji, jak również nowych rozwiązań funkcjonalnych i prawnych mających na celu jak najbardziej optymalne wykorzystanie obecnego potencjału sieci.

Wstępne marcowe szacunki mówiły, że aby przyłączyć 36 GW mocy w OZE (instalacje, które mają warunki przyłączeniowe), potrzeba 100 mld zł. Czy podczas prac zweryfikowano te liczby?

We wspomnianym już scenariuszu umiarkowanym niezbędne środki to 130 mld zł do 2030 r. Musimy jednak pamiętać, że opracowane przez nas scenariusze rozwoju dotyczą nie tylko przyłączania OZE, ale także wszystkich potrzeb inwestycyjnych dotyczących infrastruktury sieciowej, jak np. cyfryzacja, automatyzacja usług ukierunkowanych na zwiększenie elastyczności sieci, a także przyłączanie źródeł wytwórczych i odbiorców czy wreszcie modernizacja i odtwarzanie sieci. W ramach tych działań przyłączanie OZE to priorytet. Szacujemy, że tylko ten cel pochłonie ponad 40 proc. wspominanej kwoty. To daje ok. 52 mld zł. W konsekwencji zwiększa to łączne nakłady inwestycyjne operatorów o ok. jednej trzeciej w porównaniu z planami sprzed rozpoczęcia prac nad kartą. Kwota jest niebagatelna, dlatego też należało zaplanować inwestycje wspólnie ze wszystkimi operatorami sieci dystrybucji energii, w tym zaplanować wieloletni harmonogram ich realizacji.

Te środki zostaną wydane na przyłączenie m.in. OZE, ale o jakiej mocy tych instalacji mówimy?

Prognozowana moc zainstalowana OZE w sieci OSD na koniec 2030 r. (z uwzględnieniem prosumentów) wynosi 51,6 GW. Łącznie z instalacjami przyłączonymi do sieci przesyłowej stanowi to potencjał do produkcji energii elektrycznej pokrywającej ponad 50 proc. naszego zapotrzebowani na energię elektryczną w 2030 r. Ta liczba wynika z podpisanych już umów przyłączeniowych, wydanych warunków przyłączenia, uwzględniliśmy aukcje OZE oraz prognozę rozwoju instalacji prosumenckich. Możliwości źródeł wiatrowych mogą wynieść 14,2 GW, co stanowi 27,5 proc. łącznej mocy. Moc źródeł fotowoltaicznych to 35,5 GW (w tym prosumenci 17,4 GW), co stanowi 68,9 proc. łącznej mocy. Pozostałe źródła to 1,9 GW, co stanowi 3,6 proc. łącznej mocy.

Liczby robią wrażenie, ale największe wrażenie robi kwota 130 mld zł. Jak ją pozyskać na kolejne osiem lat na sieć, aby mogła ona zintegrować ponad 50 GW w OZE?

Podstawą finansowania tych inwestycji będzie taryfa dystrybucyjna, która jest częścią rachunku za energię elektryczną. Ze środków zewnętrznych znanych nam obecnie zidentyfikowaliśmy 7–8 mld zł możliwego finansowania. W trakcie prac nad kartą zidentyfikowaliśmy też możliwość pozyskania kolejnych środków. Musimy pamiętać, że mowa o inwestycjach w perspektywie najbliższych ośmiu lat. Można z dużym prawdopodobieństwem stwierdzić, że po 2030 r. pojawią się kolejne nabory czy fundusze na potrzeby integracji OZE z systemem energetycznym.

W lipcu br. trzech sprzedawców energii, Tauron Sprzedaż, Energa Obrót oraz Enea, złożyły wnioski taryfowe o podwyższenie taryfy za energię jeszcze w tym roku. Jaki będzie los tych wniosków?

W ciągu kilku najbliższych dni powinniśmy sfinalizować te postępowania.

Czy będą podwyżki cen jeszcze na ten rok?

Musimy poczekać na wynik postępowań.

A co z taryfami na rok przyszły? Wnioski od spółek obrotu już wpłynęły?

Tak, wszyscy sprzedawcy z urzędu, a więc Enea, Tauron Sprzedaż, Energa Obrót i PGE Obrót złożyli już swoje wnioski taryfowe na 2023 r.

Przyjęte dwie ustawy mrożące ceny energii i przyjęte ceny maksymalne nieco krępują pole manewru i znaczenie samych taryf?

Tak i nie. W październiku i w listopadzie br. Prezydent RP podpisał dwie ustawy, które determinują poziom cen energii na 2023 r. w rozliczeniach z dużą grupą odbiorców. Pierwsza z nich, to ustawa o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. Weszła ona w życie 18 października 2022 r. Zgodnie z jej treścią, cena energii będzie zamrożona na poziomie z 2022 r. do 2 MWh zużycia rocznie – dla wszystkich gospodarstw domowych, do 2,6 MWh rocznie - dla gospodarstw domowych z osobami z niepełnosprawnościami, i do 3 MWh rocznie - dla gospodarstw domowych z Kartą Dużej Rodziny oraz rolników. Kolejnym rozwiązaniem wprowadzonym ustawą z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku jest mechanizm ceny maksymalnej. Zgodnie z zapisami tej drugiej ustawy, niezależnie od wzrostu cen energii elektrycznej na rynku hurtowym, w rozliczeniach z odbiorcami w 2023 r. stosowana będzie tzw. cena maksymalna za energię elektryczną na poziomie: 785 zł/MWh – w przypadku odbiorców użyteczności publicznej oraz małych i średnich przedsiębiorstw i 693 zł/MWh – w przypadku odbiorców w gospodarstwach domowych w odniesieniu do zużycia tej energii ponad limity określone pierwszą z wyżej wymienionych ustaw. Jednocześnie, aby zniwelować koszty dla spółek sprzedających energię, wprowadzono mechanizm rekompensat: czyli pokrycia różnicy pomiędzy ceną określoną w ww. ustawach, a faktycznym kosztem poniesionym przez przedsiębiorców. Co więcej, na przyszły rok będziemy zatwierdzać taryfy także dla dwóch sprzedawców z urzędu, którzy do tej pory nie mieli regulowanych taryf, jak E.ON i Tauron Sprzedaż GZE (inny podmiot niż Tauron Sprzedaż – red.).

Jak wynika z danych dotyczących kosztów zakupu węgla przez elektrownie do produkcji prądu, cena surowca we wrześniu br. wynosiła 628 zł za tonę. Dla ciepłowni są to wzrosty o ok. 200 proc. między lipcem a wrześniem. Indeks cen węgla PSCMI2 (dla ciepłowni) wyniósł we wrześniu 1508 zł za tonę…

Oczywiście koszty paliwa mają bezpośrednie odzwierciedlenie w cenach energii i ciepła. Ok. 80 proc. produkowanej w Polsce energii pochodzi z węgla, podobnie jest w produkcji ciepła. Zatem wzrost cen tego surowca przekłada się bezpośrednio na koszt wytwarzania, a tym samym wprost na ceny rynkowe energii czy ciepła. Jednakże przyjęte rozwiązania legislacyjne nie dotyczą mechanizmów kształtowania się cen węgla na rynku krajowym.

Parlament zajmuje się ustawą o likwidacji obliga giełdowego. Pan zmienił swoje negatywne zdanie na ten temat?

Swojego krytycznego zdania w tym temacie nie zmieniam. Giełda w jednym miejscu koncentruje popyt i podaż o dużym wolumenie, co tworzy warunki do realnej konkurencji. To najlepsze miejsce do wyznaczania rynkowej ceny energii.

PGE, największy producent energii elektrycznej w Polsce, zapowiada powstanie własnej platformy sprzedażowej. Jak pan ocena ten pomysł?

W Polsce nie było i nie ma zakazu tworzenia miejsc sprzedaży, gdzie można handlować energią, ponieważ tym towarem obracano nie tylko na TGE. Na giełdzie transakcjami wynikającymi z obliga giełdowego objętych było niespełna 40 TWh energii, a całkowity obrót wyniósł w ub. roku ponad 200 TWh. Jeśli głównym powodem rezygnacji z obliga było funkcjonowanie mechanizmu ceny krańcowej (oznacza to, że najdroższe źródło energii wyznacza cenę energii – red.), to pojawia się pytanie, czy na nowej platformie będzie działał inny mechanizm wyznaczania cen niż ten na TGE? Jeśli ten sam, to rozwiązanie to nie przyniesie prawdopodobnie oczekiwanego zmniejszenia cen sprzedaży energii elektrycznej. Dobrze jednak, że powstają miejsca, gdzie – jak rozumiem – będą indeksy obrazujące cenę wynikającą z zawieranych transakcji. Warto zadać pytanie, czy na podobne rozwiązania zdecydują się również pozostali wytwórcy energii. Niemniej, jeśli jednak podaż będzie ograniczona względem popytu ze względu na dekoncentrację obrotu hurtowego pomiędzy wiele platform obrotu, to nie zatrzyma to wzrostu cen energii, niezależnie, gdzie będziemy nią obracać.

Wracając na koniec naszej rozmowy do mrożenia cen energii. Branża uważa, że ta ustawa przełoży się na falę bankructw spółek obrotu. Widzi pan takie zagrożenie?

Wprowadzenie wspomnianych regulacji faktycznie czyni rynek mniej atrakcyjnym dla przedsiębiorstw, które zajmowały się sprzedażą energii eklektycznej, szczególnie w ostatnich kwartałach. Wprowadzany mechanizm mrożenia cen ogranicza bowiem możliwości spekulacji na rynku. Rekompensaty zakładają jednak pewne marże dla spółek, więc te nadal powinny zarabiać, choć w sposób ograniczony.

Nie zakładam, że wprowadzone ograniczenia regulacyjne przełożą się na znaczący spadek działalności przez prywatne spółki obrotu. Pamiętajmy także, że okres obowiązywania tych regulacji jest ograniczony w czasie.

Pojawia się pytanie o możliwość finansowania energetyki jądrowej. Czy opłata atomowa do rachunku to dobry pomysł?

Już teraz liczba opłat na rachunku jest bardzo duża i dla odbiorców jest to coraz bardziej nieczytelne i niezrozumiałe. Może okazać się, że w pewnym monecie te wszystkie dodatkowe składniki rachunku łącznie przewyższą kwotę opłaty za samą energię i usługi jej transportu. Rozwój energetyki jądrowej to projekt bardzo kapitałochłonny i zakładam, że jakakolwiek opłata tylko z tego tytułu mogłaby stanowić znaczną część rachunku klienta. Szukałbym zatem innych metod finansowania, aby rachunek pozostał przede wszystkim opłatą za energię i koszty jej transportu.

CV

Rafał Gawin jest doktorem nauk technicznych ze specjalnością elektroenergetyka i gospodarka energetyczna. Swoją karierę od początku związał z energetyką. W Urzędzie Regulacji Energetyki jest od 2004 r., od 2014 r. sprawował funkcję zastępcy dyrektora Departamentu Rozwoju Rynków i Spraw Konsumenckich. Urzędnik służby cywilnej (od 2007 r.). Na stanowisko prezesa URE został powołany przez premiera 24 lipca 2019 r. W marcu 2021 r. został wybrany na stanowisko wiceprzewodniczącego Rady Regulatorów Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER).