Taryfy za energię i przesył - czyli dużo hałasu o nic

Mimo zapowiadanych strat na sprzedaży energii oraz nieco gorszych warunków inwestycyjnych w sieci, spółki energetyczne nie powinny ucierpieć na nowych taryfach.

Najwięksi sprzedawcy energii w Polsce raportowali pod koniec 2025 r. możliwe straty na taryfach zatwierdzonych przez prezesa URE za energię elektryczną, która będzie wynosić ponad 495 zł za MWh. Ta stawka może nie pokryć spółkom kosztów pozyskania energii na 2026 r. Straty spółek energetycznych mogą wynieść ok. 1 mld zł. 

Straty na samej sprzedaży energii

Tauron zidentyfikował konieczność utworzenia w IV kwartale 2025 r. rezerwy na umowy rodzące obciążenia w segmencie Sprzedaż i Handel Hurtowy, która została wstępnie oszacowana na poziomie około 160 mln zł. Polska Grupa Energetyczna zidentyfikowała potencjalną stratę w wysokości 560 mln zł w związku z nowymi taryfami URE. Enea tłumaczyła, że wysokość zatwierdzonej taryfy nie pokrywa w pełni szacowanych przez spółkę uzasadnionych kosztów, dlatego też zidentyfikowała konieczność utworzenia w IV kwartale 2025 r. rezerwy na umowy rodzące obciążenia w segmencie obrotu, która została oszacowana na 178 mln zł. Z kolei analizy przeprowadzone przez Energę wskazują na konieczność zawiązania rezerwy w wysokości około 123 mln zł ze względu na kontrakty rodzące obciążenia, która zostanie ujęta w koszcie własnym sprzedaży IV kwartału 2025 r. Potencjalne straty czterech spółek energetycznych mogą więc wynieść 1,02 mld zł.

Foto: GG Parkiet

Spółki nie godzą się z takimi poziomami taryf i nie wykluczają dalszych kroków prawnych.  –  W Enei na bieżąco analizowana jest sytuacja rynkowa pod kątem wpływu hurtowych cen energii, w powiązaniu z rzeczywistą zmiennością profilu zużycia energii przez klientów taryfowych, na ponoszone koszty zakupu energii. Zarząd nie wyklucza, jeżeli będzie to uzasadnione, wystąpienia do Prezesa URE z wnioskiem o zmianę taryfy – informuje nas biuro prasowe spółki.

Także Tauron rozważa kolejne kroki. Zatwierdzona dla Tauron Sprzedaż taryfa G na 2026 r., w ocenie spółki, nie przenosi wszystkich kosztów, jakie będzie firma ponosić w trakcie tego roku. – Tauron będzie monitorował koszty prowadzenia działalności po każdym okresie rozliczeniowym. W szczególności monitorowane będą koszty bilansowania handlowego dostaw dla klientów w gospodarstwach domowych – podkreśla spółka. Dane te będą bowiem w tym roku kluczowym czynnikiem kształtującym finalnie koszty dostaw energii elektrycznej dla klientów indywidualnych.

Mimo to zdaniem analityków nie powinno to znacząco wpłynąć na wyniki grup energetycznych za poprzedni rok. Największego odpisu dokonała PGE, a to ze względu na rezerwę na prosumentów. Odpisy na samej sprzedaży będą oczywiście ciążyły spółkom. Wynik za sam czwarty kwartał w segmencie sprzedaży faktycznie będzie gorszy, nie tylko ze względu na obniżenie taryfy w czwartym kwartale. – Druga sprawa to właśnie rezerwa związana z kosztami wynikającymi z nowej taryfy na 2026 r. Ta może nie wystarczyć, aby osiągnąć zyski. Wyjątkiem jest Tauron, ale ta spółka z reguły ma dobre wyniki na sprzedaży – średnio wyższe niż konkurencja. Teraz ten zysk za sam IV kw. może być niewielki rzędu kilkudziesięciu milionów złotych, a w ostatnich kwartałach było znacznie więcej (nawet 400 mln zł w I kw. 2025 r.). Dlatego też czwarty kwartał spółek energetycznych może być gorszy względem poprzednich – mówi Michał Sztabler, analityk Noble Securities. Wskazuje także, że poziom samych taryf pokazuje, że długofalowo spółki będą pod presją polityków oczekujących niskich cen energii.

Obawy w dystrybucji energii są na wyrost 

Taryfa dystrybucyjna, a więc druga podstawowa, obok sprzedażowej, składowa naszego rachunku za prąd z roku na rok wzrośnie z ok. 430 zł za MWh do ok. 463 zł MWh. Stawki samych opłat sieciowych ujętych w tej taryfie nie zmienią 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. W 2025 r., podobnie jak w 2024 r., Operatorzy Sieci Dystrybucji (OSD) mieli zagwarantowany zwrot z inwestycji na poziomie minimum 8,5 proc. Ostatecznie jest to o kilka punktów procentowych  więcej (ok. 11-13 proc.). Spółki niechętnie informują o WACC na ten rok, ale dowiadujemy się, że we wszystkich firmach jest on jednocyfrowy, zbliżony do ok. 9 proc. Zarządy ostrzegały, że jeśli ten współczynnik spadnie, to może to wpłynąć na tempo inwestycji w sieci w 2026 r.

Enea nadal uważa, że niższy poziom WACC stawia przed Eneą Operator istotne wyzwanie w obszarze finansowym. Jednocześnie spółka zapowiada „determinację” do realizacji nakładów inwestycyjnych przyjętych w strategii rozwoju grupy.  –  W tym celu Enea Operator aktywnie pozyskuje środki zewnętrzne, w tym bezzwrotne dotacje, które wspierają realizację zamierzeń inwestycyjnych – informuje firma. To właśnie zewnętrzne finansowanie oraz wsparcie z projektów pomocowych UE mogą utrzymać inwestycje na dotychczasowym poziomie.

Dużo bardziej optymistyczny jest Tauron. – WACC przyjęty do taryfy na 2026 r. jest niższy niż w roku ubiegłym. Nasze analizy wskazują, że poziom ten jest wystarczający, aby pomimo spadku jego wartości, zwiększyć nakłady inwestycyjne względem ubiegłego roku, bez wzrostu naszych stawek. Wynika to z faktu, że WACC stanowi tylko 20 proc. przychodu regulowanego spółki – zapewnia firma.

Tajemnicy z poziomu WACC nie robiła PGE. Dla PGE Dystrybucja ten wskaźnik wynosił blisko 13 proc. Poziomy WACC dla PGE Dystrybucja i PGE Energetyka Kolejowa Operator są niższe na ten rok w stosunku do 2025 r. odpowiednio o ok. 2,5 pkt proc. i ok. 1,3 pkt proc. Jak informuje nas dalej PGE, WACC ustalony dla PGE Dystrybucja wynosi nieznacznie powyżej 10 proc. – Są to poziomy zgodne z oczekiwaniami i wcześniejszymi deklaracjami zarządu – zapewnia spółka, choć ta deklaracja to raczej „urzędowy optymizm”. Jeszcze w grudniu firma obawiała się jednak, że taki poziom WACC może ograniczyć niektóre inwestycje. A teraz? – Grupa planuje zrealizować nakłady inwestycyjne w obszarze dystrybucji (PGE Dystrybucja i PGE Energetyka Kolejowa) zgodnie ze strategią – zapewnia firma. Także Energa Operator nie dostrzega problemów z inwestycjami na ten rok.

Analitycy nie są zaskoczeni postawą spółek, które wbrew temu, co mówiły pod koniec 2025 r., nie zmienią tempo inwestycji w sieci.  – Z moich informacji wynika, że wszystkie spółki dystrybucyjne otrzymały WACC niższy o kilka punktów procentowych. Jest on dla wszystkich jednocyfrowy (w przedziale 9-10 proc.). Nie sądzę, aby to przełożyło się na niższe inwestycje w sieci dystrybucyjne. Po pierwsze, wtedy, kiedy spółki składały swoje plany inwestycyjne w ramach Karty Efektywnej Transformacji, a to było kilka lat temu, to i tak zakładały konserwatywnie, że WACC będzie na poziomie ok. 8,5 proc. – wylicza Michał Sztabler. Po drugie, jego zdaniem spółki muszą dużo inwestować, bo sieci są przestarzałe, a dystrybucja twierdziła przez wiele lat, że nie jest w stanie podłączać tyle OZE, bo ta sieć nie jest wydolna. – Po trzecie wreszcie, spółki dystrybucyjne mają środki na inwestycje (np. otrzymały bardzo nisko oprocentowane pożyczki z KPO) – wylicza Michał Sztabler.

Co do zasady nakłady na inwestycje i tak będą rosły, ale CAPEX może być różny, a to wynikać może z rozłożenia zakupów, z harmonogramu prac. Spółki akurat tymi danymi nie dzielą się.