Urząd Regulacji Energetyki Ceny prądu już nie spadną - URE w mediach -

W lipcu 2019 roku został pan powołany przez premiera na stanowisko prezesa URE, co oznacza, że w lipcu 2024 roku upłynie pana kadencja. Będzie pan się ubiegał o kolejną?

To odległa perspektywa. Biorąc pod uwagę ogromne wyzwania sektora i rolę regulatora w tym procesie, skupiam się na najważniejszych sprawach bieżących. Zgodnie z obowiązującymi przepisami nabór na stanowisko prezesa URE ogłasza prezes Rady Ministrów, a obecny regulator zajmuje to stanowisko do momentu wyłonienia następcy.

A gdyby postępowanie na to stanowisko miało być ogłoszone za miesiąc czy dwa, to do jakiej decyzji w sprawie kolejnej kadencji byłoby panu bliżej?

Efektywność pracy prezesa URE i urzędu zależy w dużej mierze od tego, w jakim otoczeniu regulacyjnym funkcjonujemy, jakie mamy narzędzia do działania, jakimi zasobami kadrowymi dysponujemy, ale też od tego, jak przebiega współpraca z innymi organami administracji publicznej - czyli jak duże jest zrozumienie dla działań realizowanych przez URE i postulowanych przez nas rozwiązań. A trudno mi dziś przewidzieć, jaka będzie sytuacja w tym obszarze za kilka miesięcy.

Co w perspektywie kilku najbliższych miesięcy będzie najważniejsze w pracy URE? Na czym będziecie się skupiać?

W najbliższych miesiącach chcemy się przede wszystkim skupić na pracach związanych z wdrażaniem Karty Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki (KET), w tym tej podpisanej z największymi OSD (operator systemu dystrybucyjnego - dop. red.) w listopadzie 2022 roku. Ubiegły rok poświęciliśmy na konsultacje KET z szerokim gronem interesariuszy, od organizacji odbiorców energii przez operatorów sieci po stowarzyszenia branżowe energetyki. Podczas tych spotkań pojawiło się wiele konkretnych propozycji, które teraz szczegółowo omawiamy z branżą po to, żeby przełożyć je na konkretne działania.

Głównym celem jest pokonanie problemu odmów przyłączeń do sieci?

Najistotniejszym, ale nie jedynym, problemem sygnalizowanym podczas rozmów były faktycznie kwestie przyłączeń do sieci. Istotna okazała się kwestia współpracy tzw. dużych operatorów sieci z mniejszymi (OSDn), nieprzyłączonymi do sieci przesyłowej, czy testowanie nowych rozwiązań, jak na przykład cable pooling.

Między OSD i OSDn iskrzy?

Tak bym nie powiedział, ale trzeba jeszcze wiele pracy, żeby współpraca między OSD i OSDn z relacji operator-odbiorca przeszła na poziom partnerski.

To istotne, ponieważ ze względu na zmianę charakteru sieci dystrybucyjnej z dostawczej na dostawczo-odbiorczą to OSDn-y i odbiorcy przyłączeni do ich sieci będą mieli coraz większy wpływ na pracę sieci dużych OSD.

Poza tym to OSDn mają ogromny potencjał do świadczenia różnych usług systemowych i trzeba myśleć o tym, jak go wykorzystać w kontekście wyzwań związanych z transformacją i jej kosztami.

Czy z tych konsultacji, rozmów w sprawie wdrażania KET już coś konkretnego wynika?

Teraz wpływają do nas propozycje konkretnych rozwiązań od uczestników ubiegłorocznych rozmów, które będziemy chcieli wdrożyć w formule dobrych praktyk lub proponując zmiany w przepisach prawa.

W niektórych obszarach mamy już sprecyzowane stanowiska. Przykładowo będziemy optowali za tym, żeby w przypadku odmowy przyłączenia źródła OZE czy magazynu energii do sieci inwestor otrzymywał informację, jaka moc jest możliwa do przyłączenia w danym miejscu i jakie są ograniczenia. Za dobry pomysł uważam też propozycję opracowania instrukcji ruchu magazynów energii.

KET została podpisana w 2022 roku i wtedy podawaliście, że spełnienie podstawowego celu zmian, czyli przyłączenia do sieci dystrybucyjnej do 2030 roku 50 GW OZE, co wtedy oznaczało mniej więcej podwojenie tej mocy, wymaga nakładów na poziomie 130 mld zł. Ile teraz potrzeba pieniędzy, żeby ten cel zrealizować?

Od 2022 roku znacznie zdrożały materiały i usługi na rzecz sektora energetyki, bardziej, niż wynikałoby to ze średniej inflacji w naszym kraju.

Nie mamy jeszcze zaktualizowanych łącznych kosztów w horyzoncie czasowym do 2030 r., jakie są niezbędne do sfinansowania modernizacji infrastruktury sieciowej i zrealizowania planowanych w 2022 inwestycji, ale to może być szacunkowo co najmniej 30 mld zł więcej, niż ocenialiśmy wówczas.

Tak czy inaczej, ze względu na potrzebne inwestycje ceny dystrybucji energii elektrycznej w najbliższych latach nie będą spadały.

Jaki jest aktualnie planowany przez operatorów poziom inwestycji w dystrybucji?

W planach na lata 2020-2025 dla pięciu największych OSD ujęto łącznie inwestycje na poziomie około 42 mld zł, a po aktualizacji, z uwzględnieniem potrzeb zdiagnozowanych w KET, czyli w planach na lata 2023-2028, to jest już ponad 74 mld zł.

To przełożyło się na plany inwestycji ujęte w taryfach. W taryfach dystrybucyjnych na 2022 rok ujęliśmy inwestycje na poziomie ponad 8 mld zł, w taryfach na 2023 na poziomie prawie 10 mld zł, a w taryfach na 2024 na poziomie niemal 13 mld zł.

Ponadto, w ramach KET wypracowaliśmy pewien mechanizm polegający na uwzględnieniu w planach rozwoju dodatkowego modułu finansowego, który gwarantuje największym OSD minimalny poziom zwrotu z inwestycji na poziomie 8,5 proc. rocznie. W ten sposób gwarantujemy OSD stabilność działania.

Dlaczego akurat 8,5 proc.?

To głównie pochodna prognoz przygotowanych na nasze zlecenie przez Narodowe Centrum Analiz Energetycznych. Oparte są one głównie na analizie oprocentowania dziesięcioletnich obligacji Skarbu Państwa.

Do 7,5 proc., będących wynikiem uśrednienia tego oprocentowania w okresie obowiązywania planów rozwoju, dodaliśmy 1 p.p. za reinwestowanie w sieć zysków wypracowanych przez OSD. Chcemy w ten sposób zachęcić właścicieli OSD do przeznaczania zysków z dystrybucji na inwestycje w dystrybucję.

Dzisiejszy sposób funkcjonowania OSD w grupach jest tak naprawdę pochodną niewłaściwego moim zdaniem unbundlingu prawnego (rozdzielenie sprzedaży i wytwarzania energii od działalności operatorskiej - dop. red.), który daje właścicielom OSD pełne prawo dysponowania wynikiem OSD oraz opracowywania planów finansowych i tym samym ogranicza samodzielność podejmowania decyzji w tych kluczowych obszarach przez operatorów.

Jest pan za wydzieleniem OSD z grup energetycznych czy przeciwko temu?

Wyłączenie OSD z grup byłoby oczywiście rozwiązaniem idealnym. Tak jest w przypadku sieci przesyłowych PSE i Gaz-System, co się sprawdza. Proces wydzielenia trwałby jednak długo, co może przynieść opóźnienia w rozwoju sieci, a przecież nam wszystkim przyświeca cel szybkiej rozbudowy.

Warto rozważyć inne mechanizmy dostępne na kanwie prawa energetycznego. Obecnie o planach finansowania i o dysponowaniu środkami finansowymi decyduje grupa, a nie sam OSD. Warto rozważyć, czy wyłączenie tych kompetencji z grup na rzecz samych spółek dystrybucyjnych mogłoby udrożnić proces modernizacji i rozwoju sieci. Wydzielenie własnościowe byłoby wskazane w modelu docelowym.

Jeśli chodzi o ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych po tzw. odmrożeniu cen, to nadal jesteśmy w scenariuszu, o jakim pan mówił na początku roku?

Na razie nic się nie zmieniło. Jeżeli doszłoby do pełnego odmrożenia cen, to od lipca 2024 r. gospodarstwa domowe korzystające z taryf regulowanych przeszłyby z cen zamrożonych, czyli na poziomie 412 zł/MWh lub z ceny maksymalnej 693 zł/MWh, na ceny taryfowe na poziomie zatwierdzonym na 2024 rok, czyli na stawki powyżej 700 zł/ MWh.

Podobnie wzrost dotyczyłby stawek dystrybucji, bo dziś średnia zamrożona stawka dystrybucji to około 289 zł/MWh, a według taryfy na 2024 rok to średnio 430 zł/MWh. Łącznie uśrednione opłaty wzrosłyby do poziomu ok. 1 169 zł/MWh w drugim półroczu bieżącego roku.

W konsekwencji, według naszych analiz, pełne odmrożenie cen w porównaniu z cenami zamrożonymi do limitów zużycia, oznaczałoby dla gospodarstw domowych korzystających z taryf, zmianę łącznych opłat za energię elektryczną i dystrybucję w drugiej połowie bieżącego roku o ponad 60 proc. w porównaniu do pierwszego półrocza bieżącego roku. Przy czym średni wzrost opłat w skali całego roku wyniósłby około 30 proc.

Pojawiają się informacje o możliwym dalszym mrożeniu cen w II półroczu 2024. Jak pan je odczytuje? Na co się pana zdaniem zanosi, zważywszy też pana wiedzę służbową?

Bazując jedynie na doniesieniach medialnych, mogę dziś przypuszczać, że ustawodawca zakłada wprowadzenie dodatków osłonowych. Takie dodatki miałyby kompensować wzrost kosztów energii tym odbiorcom w gospodarstwach domowych, którzy będą wsparcia potrzebowali, a do oceny posłuży zapewne kryterium dochodowe.

Jeden z przepisów ustawy mrożącej ceny prądu na I półrocze 2024 mówi, że "w przypadku zmiany zewnętrznych warunków, które wpływają na istotny spadek cen prądu wynikających z taryf zatwierdzonych na 2024 r. lub część tego roku", spółka ma wystąpić do URE o obniżkę ceny, a jeśli tego nie zrobi, to URE może ją do tego wezwać. Jakie jest prawdopodobieństwo, że pan wezwie spółki do obniżki taryf na 2024?

Prawo energetyczne mówi, że zmiana taryf następuje w przypadku zaistnienia istotnych i niedających się wcześniej przewidzieć okoliczności dotyczących kosztów spółki, wykonywanej działalności bądź otoczenia gospodarczego.

Obecnie nie widzę okoliczności, z powodu których mógłbym wystąpić do spółek obrotu o obniżenie taryf na sprzedaż energii elektrycznej. To teoretycznie byłoby możliwe, gdyby ceny dotyczące tzw. pozycji otwartej sprzedawców, czyli wolumenu energii niezakontraktowanej dla odbiorców podczas ustalania taryf, znacznie spadły w stosunku do prognoz.

Ceny energii elektrycznej dla tzw. pozycji otwartej sprzedawców były przyjmowane na podstawie prognoz cen spotowych, a nie kontraktów terminowych na 2024 r. i ta cena była istotnie niższa niż w kontraktach rocznych.

Reasumując, nawet gdyby doszło do korekty w dół regulowanych cen prądu dla gospodarstw domowych na 2024 rok, to efekt byłby umiarkowany ze względu na prognozy cen energii w tzw. pozycji otwartej, a przede wszystkim ze względu na niewielką ilość energii, której by to dotyczyło. Ewentualna zmiana byłaby niewielka, na poziomie być może kilku punktów procentowych.

To ile energii spółki obrotu kupują z góry na potrzeby gospodarstw domowych?

Podstawową funkcją taryfy regulowanej jest zagwarantowanie, że odbiorca w gospodarstwie domowym w całym okresie obowiązywania taryfy będzie miał zapewnione dostawy energii po z góry ustalonej cenie, która nie powinna się zmieniać.

Dzięki temu odbiorca wie z góry, ile będzie płacił za energię i ma pewność, że energia będzie do niego dostarczona przez cały okres obowiązywania taryfy. Wszystkie inne produkty, przykładowo ze zmienną ceną lub z możliwością rozwiązania umowy, są dostępne w ramach ofert rynkowych.

W związku z tym podczas ustalania taryf oczekujemy od spółek obrotu, żeby w jak największym stopniu miały już kupioną energię na kolejny rok. W konsekwencji spółki w momencie zatwierdzania taryf mają już kupioną energię pokrywającą co najmniej 80-90 proc. portfela sprzedażowego.

Możliwość zakupu energii przez spółki obrotu w cenie innej, niż wynika z taryfy, dotyczy zatem teoretycznie maksymalnie 20 proc. portfela, a jak powiedziałem - zatwierdzając taryfy dla tej otwartej pozycji, prognozujemy ceny zakupu energii przez spółki w odniesieniu do rynku spot, czyli na rok 2024 dużo poniżej ceny z kontraktów terminowych.

Jaka jest alternatywa dla dodatków osłonowych? Co innego można zrobić, żeby uniknąć szokowych podwyżek cen prądu dla gospodarstw domowych?

W naszej opinii należy rozważyć stopniowe odmrożenie cen prądu dla gospodarstw domowych. Pomysłów można przedstawić wiele, a jednym z najprostszych wydaje się odmrożenie najpierw taryf dystrybucji, a z początkiem 2025 r. cen prądu, które - jak wszystko teraz wskazuje - powinny być znacznie niższe niż te w taryfach na 2024.

Poza tym nie można zapominać, że taryfy nie dotyczą wszystkich gospodarstw domowych. Ponad 35 proc. z nich na koniec 2023 roku miało bowiem umowy na zakup prądu według stawek wolnorynkowych, gdzie za jakiś czas ceny mogą się okazać atrakcyjniejsze niż taryfowe. Co ważne, gospodarstwo domowe może zrezygnować z takiej rynkowej oferty i wrócić na taryfę zatwierdzaną przez Prezesa URE.

Wywiad dostępny na stronie wnp.pl - Ceny prądu już nie spadną.