Widzę uzasadnienie dla interwencji, jeżeli chodzi o wysokość rachunków dla klientów. Mogłyby to być np. instrumenty znane z tarczy antyinflacyjnej, w formie ulg podatkowych czy dopłat – mówi DGP Rafał Gawin, szef URE

Trzech sprzedawców z urzędu - Tauron, Energa i Enea - złożyło do was wnioski o zmianę obowiązującej obecnie taryfy na sprzedaż energii odbiorcom w gospodarstwach domowych. Co to oznacza dla konsumentów? Kiedy można spodziewać się decyzji w tej sprawie?

Rzeczywiście, trzech z czterech sprzedawców, dla których zatwierdzamy taryfy na sprzedaż prądu dla odbiorców w gospodarstwach domowych, chce jeszcze w tym roku podnieść ceny w taryfie, którą zatwierdziliśmy w grudniu zeszłego roku. Obecnie analizujemy wnioski. Zatwierdzając taryfy, musimy mieć pewność, że sprzedawcy zawarli w nich rzeczywiście tylko uzasadnione koszty swojej działalności, oraz że równoważą one interesy obu stron - zarówno sprzedawców, jak i konsumentów. Myślę, że decyzje w sprawach tych taryf mogą zapaść jeszcze przed końcem wakacji.

A jak to wygląda w perspektywie przyszłego roku?

Obecny wzrost cen energii wynika przede wszystkim ze wzrostów cen paliw (węgiel, gaz), które są używane do produkcji tej energii. Natomiast gros kosztów sprzedawców energii, ok. 80 proc., jest związanych z zakupem tej energii do celów odsprzedaży do odbiorców końcowych. Stąd przede wszystkim ten czynnik będzie wpływał na taryfę sprzedażową.

Koszty te, odzwierciedlane w hurtowej cenie prądu, rosną lawinowo…

W związku z tym w przyszłym roku spodziewamy się co najmniej kilkudziesięcioprocentowych podwyżek cen energii elektrycznej w zatwierdzanych taryfach. Ale trudno dziś przesądzić, jaki rząd wielkości będziemy ostatecznie mogli uznać za uzasadniony. Według naszych wyliczeń z maja br. wzrost kosztów wynikający z cen energii na rynku hurtowym wyniósł co najmniej 50 proc. Nie potrafię jednak powiedzieć, jakie będą ceny energii na rynku hurtowym w pozostałej części roku, a tym samym, czy ich wzrost spowoduje wzrost taryfy do poziomu np. 80 proc. Te analizy są jednak prowadzone przy założeniu braku jakiejkolwiek interwencji na rynku.

Zarazem tak wysokie ceny energii elektrycznej mogą prowadzić do zmniejszenia jej zużycia, w szczególności przez odbiorców przemysłowych, a w konsekwencji mogą zniwelować trend wzrostowy, dając w horyzoncie kilku kwartałów perspektywę na korektę cen energii w dół.

Na razie jednak musimy przejść przez okres, w którym nastąpi zmiana cen w górę i znaleźć narzędzia do tego, żeby tym zarządzić z punktu widzenia rachunków klientów końcowych i inflacji.

Jakie interwencje wchodzą w grę?

Można regulować rynek, np. poprzez ustalanie cen maksymalnych na rynku energii, czemu jestem przeciwny, ponieważ stwarza to ryzyko dotowania odbiorców w innych krajach Europy w sytuacji eksportu energii, która wtedy byłaby u nas tańsza.

Innym rozwiązaniem może być interwencja na poziomie rachunków klientów końcowych. Mogłyby to być instrumenty znane z tarczy antyinflacyjnej, w formie ulg podatkowych czy dopłat. Dopuszczalna jest wreszcie interwencja pośrednia, przykładowo taka jak w przypadku gazu, poprzez zamrożenie ceny dla klienta końcowego, ale z mechanizmem rozliczania różnicy przez sprzedawcę. Te dwa ostatnie rozwiązania oznaczają jednak ogromne obciążenia dla budżetu.

Co więc pan rekomenduje?

Nie wiem, jakie są możliwości po stronie budżetu państwa. Z punktu widzenia regulatora z pewnością żadna interwencja w rynek nie jest dobra. Jednak z uwagi na nadzwyczajne okoliczności, spowodowane przez trwającą od miesięcy wojnę, widzę uzasadnienie dla interwencji, jeżeli chodzi o wysokość rachunków dla klientów.

Co bardzo istotne - odbiorcy powinni zacząć oszczędzać energię.

Może argumentem za taką interwencją, wsparciem Polaków jest też to, że wskutek działań ustawodawcy ponosimy konsekwencje zablokowania rozwoju energetyki wiatrowej na lądzie - w postaci obowiązującej od 2016 r. reguły 10H - która daje o wiele tańszą energię niż ta z węgla?

To bardzo uproszczone ujęcie sprawy. Bo gdybyśmy mieli więcej elektrowni wiatrowych na lądzie, to energia byłaby tańsza, ale tylko wtedy, kiedy te źródła pracują. Jednak gdy nie pracują - np. kiedy mamy wyż i wiatr nie wieje - tę energię trzeba kupić z innych, stabilnych źródeł. Duże nasycenie systemu źródłami odnawialnymi, których praca zależy od warunków pogodowych, sprawia, że mamy o wiele większą zmienność cen. Gdy rozwój ten następuje w sposób niekontrolowany, możemy doprowadzić do cen ujemnych, co oznacza z kolei, że produkcja energii przestaje się opłacać.

Jak ocenia pan zatem przyjęty ostatnio przez rząd projekt nowelizacji zasady 10H?

Pozytywnie. Po wprowadzeniu w 2016 r. tej zasady miejsce energii z wiatru na lądzie zajęła fotowoltaika - powstało jej bardzo dużo w systemie prosumenckim i w postaci farm fotowoltaicznych. Oba te źródła - panele i wiatraki - powinny się uzupełniać. I teraz, by zachować równowagę w systemie, przyszedł czas na uzupełnienie mocy fotowoltaicznych wiatrem.

Pytanie, czy inwestycje te będą miały możliwość uzyskania przyłączeń?

To wymaga inwestycji w rozwój sieci. By móc do 2030 r. przyłączyć ok. 50 GW źródeł odnawialnych, co będzie oznaczało, że OZE będą mieć ok. 50 proc. udziału w krajowej produkcji energii, trzeba będzie zainwestować w tej perspektywie ok. 100 mld zł. Przy czym ta kwota dotyczy wyłącznie sieci dystrybucyjnych. Inwestycje PSE - planowane na ponad 30 mld zł - to odrębna kwestia. By przyłączyć więcej nowych źródeł, prawdopodobnie trzeba będzie wydać jeszcze więcej. Będziemy jednak starali się - zakładając, że rozwinie się system magazynowania i będą wprowadzane innowacyjne rozwiązania dotyczące zarządzania energią - ograniczyć te koszty.

Jak z tego punktu widzenia ocenia pan plan rozwoju PSE?

Jesteśmy na początku analizy tego planu, jest zatem za wcześnie na wnioski. Plan ten ostatecznie podlega uzgodnieniu z nami. Służy to temu, by planowane przez PSE inwestycje mogły znaleźć odzwierciedlenie w taryfach.

A grożą nam blackouty?

Nie, na dziś nic nie wskazuje na to, że coś nam grozi, ale sytuacja dotycząca dostępności i cen surowców jest tak nieprzewidywalna, że za kilka miesięcy analiza bilansu może pokazać, że będzie inaczej.

Przejdźmy do ciepłownictwa. Gospodarstwa domowe muszą się liczyć z kilkukrotnym wzrostem cen ciepła w tym sezonie?

Podwyżki taryf większe niż 100-proc. mogły mieć miejsce w wyjątkowych przypadkach, w których np. dany dostawca ciepła zrealizował kosztowną inwestycję związaną z przejściem z węgla na gaz. Same wzrosty notowań paliw, w szczególności węgla, nie uzasadniały aż takiej skali podwyżki.

A czy jest ryzyko, że tego ciepła zabraknie?

Jeżeli spojrzeć na to pod kątem dostępu do surowców, to dziś takiego zagrożenia nie dostrzegam, tym bardziej że ciepło trafia głównie do gospodarstw domowych. Czymś innym jest jednak kondycja finansowa przedsiębiorstw. A ta - generalnie rzecz biorąc - jest nie najlepsza. Jeżeli więc chcemy, aby ciepło było dostarczane, to może być tak, że będzie ono dużo droższe niż w ostatnich latach.

Niezatwierdzanie taryf czy przedłużanie postępowań taryfowych, czyli działanie w kierunku tego, by taryfy za ciepło nie odzwierciedlały kosztów, może prowadzić do upadłości przedsiębiorstw, a to oznacza realne ryzyko wstrzymania dostaw. Priorytetem jest więc utrzymanie działalności tych przedsiębiorstw. Wysokie ceny oznaczają jednak, że trzeba użytkować energię i ciepło racjonalnie, czyli oszczędzać.

Niestety żyjemy w zimnym kraju, zimniejszym niż państwa zachodnie…

Zgoda, nie można u nas całkowicie wyłączyć ogrzewania. Dlatego musimy zagwarantować ciągłość działania ciepłowni, a to wymaga podwyżek cen ciepła.

Powiedzmy jeszcze, na czym dokładnie będzie polegała rola URE przy akceptacji taryf?

Ciepłownictwo jest sektorem w pełni regulowanym, więc zaangażowanie URE obejmuje wszystkie szczeble, od koncesjonowania instalacji po zatwierdzanie taryf wyliczonych przez przedsiębiorstwa energetyczne. Przy taryfowaniu naszą rolą jest weryfikacja kosztów, które spółki przyjęły do skalkulowania przez siebie taryf. Za koszty uzasadnione uznajemy tylko te, które są całkowicie niezbędne dla prowadzenia działalności. W przypadku cen ciepła proces zatwierdzania nowych taryf ma charakter ciągły, czyli jest rozłożony w cyklu rocznym. Wynika to z tego, że w odróżnieniu od rynku energii elektrycznej, na którym ponad 90 proc. odbiorców obsługiwanych jest przez wąskie grono dużych spółek, ciepłownictwo charakteryzuje się rozproszoną strukturą. Mamy ok. 400 koncesjonowanych podmiotów dostarczających ciepło i w każdym miesiącu nasza centrala i oddziały terenowe przyjmują od nich wnioski taryfowe.

Jak często firmy ciepłownicze mogą wnioskować o podwyżki?

To zależy od formy prowadzonej działalności. Dużych wytwórców, przede wszystkim z większych miast, opierających się na jednostkach kogeneracyjnych, obowiązuje uproszczona procedura, ale można ją przeprowadzić co do zasady tylko raz w roku. Taryfy dla mniejszych przedsiębiorstw, które produkują ciepło w kotłach, ustalane są po prostu na bazie ponoszonych kosztów. I one mogą składać do URE wnioski o zmianę taryfy praktycznie dowolnie często.

A jak z tego punktu widzenia wygląda struktura naszego rynku?

Małych firm jest więcej - to ok. trzy czwarte podmiotów dostarczających ciepło. Ale pod względem wolumenowym proporcje są odwrotne. Z jednostek kogeneracyjnych pochodzi 70-80 proc. ciepła wykorzystywanego w polskich domach.

Kiedy wobec tego zacznie się fala podwyżek cen ogrzewania w największych polskich miastach, np. w stolicy?

Nie ma reguły. Każde przedsiębiorstwo ma własny harmonogram. Jeśli chodzi o Warszawę, to spodziewamy się wniosku w najbliższych tygodniach. Przy czym trzeba dodać, że nowa taryfa nie przełoży się automatycznie na zmianę ceny dla indywidualnych odbiorców, ponieważ pomiędzy nimi a przedsiębiorstwami ciepłowniczymi są jeszcze wspólnoty i spółdzielnie mieszkaniowe. A na ich decyzje regulator nie ma wpływu.

Prąd drożeje, elektrownie liczą zyski. Bogacą się kosztem odbiorców?Zobacz również

Ale patrząc na wnioski, które do tej pory trafiały do URE, jakiej skali wzrost cen uznajecie za zasadny?

Trudno to precyzyjnie określić w tak silnie zdecentralizowanej branży. Ale sądzę, że w większości przypadków należy mówić o rzędzie kilkudziesięciu procent - nie kilkunastu czy kilku ani kilkuset.

To znaczy: jaki przedział?

Tu nie ma reguły, gdyż praktycznie każda taryfa to przypadek indywidualny. Inaczej wygląda choćby sytuacja ciepłowni opalanych węglem, a inaczej „gazówek”. Poszczególni dostawcy paliw oferują różne warunki. Na przykład klienci największego polskiego dostawcy węgla, Grupy PGG, doświadczają podwyżek cen węgla co najmniej dwukrotnych. Jeszcze droższy węgiel pochodzi z importu. W niektórych przypadkach na wzrosty cen wpływają też notowania uprawnień do emisji CO2, np. gdy przedsiębiorstwom kończą się uprawnienia kupione jeszcze po niskich cenach.

W sytuacji braku węgla z Rosji - z którego korzystały właśnie ciepłownie i indywidualni odbiorcy - potrzebujemy importu z innych krajów, czy ten importowany węgiel w ogóle do nas dotrze?

W naszych portach widać, że węgiel przypływa. Nie mam jednak informacji na temat bilansu węgla, zajmuje się tym Ministerstwo Klimatu i Środowiska.

Przejdźmy więc do gazu. Po niedawnej decyzji Parlamentu Europejskiego w sprawie taksonomii wiemy, że część projektów gazowych i jądrowych będzie mogła liczyć na wsparcie sektora finansowego jako inwestycje wspierające zieloną transformację.

Żeby zrealizować aspiracje dotyczące neutralności klimatycznej do 2050 r., musimy przebyć długą drogę. Technologie, które pozwolą na spełnienie tych celów, muszą osiągnąć odpowiednią dojrzałość i stać się opłacalne. Chodzi m.in. o wodór czy magazynowanie energii. Dziś nie jesteśmy jeszcze w stanie ich stosować na odpowiednią skalę. Na razie musimy zatem korzystać z technologii, które znamy i mamy do dyspozycji. I to jest, moim zdaniem, perspektywa na co najmniej kolejne kilkanaście lat. Dlatego włączenie gazu i atomu do taksonomii jest słuszną decyzją. Większe ambicje mogłyby w tym przypadku nie tylko bardzo dużo nas kosztować, ale też nie dałyby gwarancji stabilności dostaw energii.

Tylko czy nasz sektor ciepła to odczuje? Dostęp do zielonego finansowania obwarowany jest bardzo wyśrubowanymi warunkami.

Projekty, które już zostały ukończone albo są w trakcie realizacji, były planowane w warunkach sprzed zatwierdzenia ostatecznego kształtu taksonomii. To oznacza, że inwestorzy uznali je za opłacalne i zabezpieczyli finansowanie w sposób niezależny od tych regulacji. Problem mogą mieć co najwyżej kolejne przedsięwzięcia. Musimy jednak wziąć pod uwagę, że operujemy dziś w zupełnie innych warunkach politycznych i gospodarczych. Cały świat, w tym w szczególności Europa, szuka źródeł dostaw paliw. Ten kryzys jest paradoksalnie dowodem utrzymującej się żywotności wytwarzania energii z paliw kopalnych. Wysoki popyt, wywindowane ceny gazu i węgla świadczą o tym, że pozostają one na dziś jedynym sposobem zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Wiemy też, że kryzys ten z dużym prawdopodobieństwem nie skończy się ani w tym, ani nawet w przyszłym roku. W tych okolicznościach poluzowanie kryteriów ekologicznych wydaje się tym bardziej pożądane.

Pana zdaniem w tym sezonie będzie racjonowanie gazu?

Przede wszystkim w tym kontekście nie mówimy o gospodarstwach domowych. Tu zasadniczo takiego ryzyka nie widzę. To jest najbardziej chroniona grupa, która nie podlega praktycznie żadnym ograniczeniom.

Natomiast jeżeli chodzi o przemysł, to - z mojej perspektywy - ryzyko jest dziś takie samo jak po 24 lutego br. I ze względu na nieprzewidywalność sytuacji nie jestem w stanie dziś odpowiedzialnie przewidzieć, że za dwa miesiące ryzyko racjonowania gazu się nie pojawi. Na chwilę obecną nie uważam jednak, żeby było ono wysokie. ©℗