Sektor dystrybucji energii elektrycznej czeka wiele wyzwań związanych z rozwojem energetyki rozproszonej czy elektromobilnością. Te wyzwania mogą być akceleratorem rozwoju operatorów. Branża ocenia, że sprostanie im będzie wymagało zwiększenia inwestycji, a w związku z transformacją energetyki powinien zostać zmieniony model taryfowy dystrybucji. Sektor chciałby też dookreślenia prawnych podstaw stosowania regulacji jakościowej - wynika z debaty przeprowadzonej podczas XI Europejskiego Kongresu Gospodarczego.

GALERIA  7 ZDJĘĆ


• Na coraz większą skalę pojawiają się nowi użytkownicy sieci dystrybucyjnych (m.in. prosumenci, elektromobilność), których oczekiwania rosną, co oznacza kolejne etapy wyzwań dla operatorów. Niezmiennym celem jest dalsza poprawa niezawodności zasilania.


• Taryfy dystrybucyjne są silnie powiązane z ilością dostarczanej energii. W przyszłości w związku z rozwojem energetyki rozproszonej przepływy energii w sieci dystrybucyjnej mogą spadać. Sektor ocenia, że model taryfowy powinien być zmieniony.


• O przyszłości sektora dyskutowali przedstawiciele branży podczas XI Europejskiego Kongresu Gospodarczego w trakcie debaty "Wyzwania w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej".

Sektor dystrybucji energii elektrycznej odgrywa istotną rolę gospodarczą, bo to od sprawności działania firm tej branży, z uwzględnieniem ograniczeń wynikających z prawa, zależą m.in. możliwości przyłączania do sieci odbiorców energii i źródeł wytwórczych, a poza tym w rękach dystrybucji jest też poprawa niezawodności zasilania odbiorców energii, czyli dalsze ograniczanie liczby przerw w dostawach energii i czasu ich trwania - ale to oczywiście nie wszystko.


- Obszar dystrybucja funkcjonuje w każdej z czterech głównych grup energetycznych i jest to obszar bardzo stabilny, przewidywalny, ponieważ jest to rynek regulowany. Nie zanosi się, żeby nastąpiły jakieś zmiany koncesyjne. Jest bardzo ważne, że operatorzy systemów dystrybucyjnych postrzegani są jako fundamenty w naszych grupach. W dużym stopniu przyczyniamy się do budowy wyników grup. Jeśli chodzi na przykład o Eneę Operator, to dostarczamy około 50 proc. EBITDA naszej grupy Enea - poinformował Andrzej Kojro, prezes zarządu Enei Operator.

W przypadku grupy Tauron udział segmentu dystrybucji w EBITDA grupy wyniósł w 2018 roku 75 proc. Dystrybucja grupy Energa zanotowała w ubiegłym roku około 90-proc. udział w EBITDA grupy. W przypadku grupy PGE udział segmentu dystrybucji w EBITDA grupy wyniósł w 2018 roku prawie 39 proc. Dystrybucja grupy Enea zanotowała w ubiegłym roku 47-proc. udział w EBITDA grupy.

Czytaj także: Tauron utrzymał pozycję lidera dystrybucji prądu

Robert Zasina, prezes Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej i prezes spółki Tauron Dystrybucja, wskazując, że oczekiwania wobec operatorów rosną, podkreślił, że w 2018 roku pojawili się już w dużej liczbie nowi klienci dla dystrybutorów, czyli prosumenci.

- Do sieci dystrybucyjnej w 2018 roku przyłączono 26 tys. mikroinstalacji. To jest ogromny skok. I zapowiada się, że w związku z programami wspierającymi energetykę prosumencką i wytwarzaniem energii blisko klientów, takich instalacji będzie coraz więcej. Operatorzy do tego się przygotowują - zaznaczył Robert Zasina.

Czytaj również: Rekordowe dopłaty do samochodów elektrycznych mają napędzić elektromobilność

W przypadku elektromobilności, która też jest relatywnie nowym użytkownikiem sieci, z punktu widzenia operatorów sytuacja jest o tyle szczególna, że oprócz przyłączania kolejnych stacji ładowania budowanych na zasadach komercyjnych, najprawdopodobniej sami będą musieli się zająć ich budową i przyłączaniem do sieci.

Ustawa o elektromobilności zakłada, że do końca 2020 roku powstanie określona tą ustawą liczba punktów ładowania w ogólnodostępnych stacjach ładowania, a jeśli weryfikacja realizacji tego planu, co ma się stać na początku 2020 roku, pokaże, że to się nie wydarzy na zasadach komercyjnych, to wtedy do gry, w przypadkach określonych w ustawie, mają właśnie wkroczyć operatorzy.

- Liczymy się z tym, że podmioty czysto rynkowe nie podejmą się zadania budowy stacji w odpowiedniej skali, wszystko na to wskazuje i również zadanie budowy stacji ładowania spocznie na nas. Przygotowujemy się do tego - poinformował Wojciech Lutek, prezes PGE Dystrybucja, wskazując, że spółka liczy się z tym, że będzie musiała postawić około 1 tys. ładowarek.

Michał Roman, dyrektor Pionu Zarządzania Majątkiem Sieciowym w Energa Operator, ocenił, że elektromobilność to nie tylko wyzwanie, ale też szansa na zwiększenie dystrybucji energii elektrycznej. Podał, że także Energa Operator, w wykonaniu ustawy o elektromobilności, liczy się z tym, że będzie musiała budować stacje ładowania.

- Oceniliśmy, że pewnie około 600 słupków ładowania wypadnie nam postawić do końca przyszłego roku, bo komercyjne zainteresowanie jest niezbyt duże, na razie to raptem kilkadziesiąt słupków – poinformował Michał Roman.

Następnym wyzwaniem, z którym mierzą się operatorzy, jest poprawa niezawodności zasilania odbiorców energii, a droga ku temu wiedzie m.in. poprzez dalsze kablowanie sieci, czyli po prostu chowanie ich pod ziemię.

- Jako operatorzy systemów dystrybucyjnych dostaliśmy w projekcie polityki energetycznej w perspektywie 2040 roku zadanie skablowania sieci średniego napięcia do poziomu 75 proc., a przypomnę, że w tej chwili mamy w skali pięciu OSD 25-proc. stopień skablowania tych sieci. Wyzwanie jest niesamowite, a przede wszystkim kosztochłonne - wskazał Wojciech Lutek, podkreślając, że kablowanie sieci jest sukcesywnie prowadzone.

Sprostanie wymienionym i niewymienionym wyzwaniom związanym z unowocześnianiem i rozwojem sieci dystrybucyjnych wymaga dużych pieniędzy. Roczne budżety inwestycyjne operatorów nie są bynajmniej małe, bo chociażby w 2018 roku 5 największych OSD w Polsce zainwestowało w sumie ponad 6 mld zł.

Tyle że nie wszystko idzie na rozwój sieci. Znaczna część nakładów operatorów to wydatki inwestycyjne na przyłączenia odbiorców do sieci, co jest ich obowiązkiem. Z tego wynika, że aby chociażby mógł być wykonany wcześniej wskazany plan kablowania sieci, to inwestycje OSD powinny wzrosnąć.

- Taryfy, które będziemy uzgadniać w tym roku na rok 2020, to będą ostatnie taryfy tzw. okresu regulacyjnego trwającego od roku 2016. Zatem już powinniśmy się przygotować na kolejny kilkuletni okres regulacyjny, na kolejne okresy planów rozwoju i tutaj bezwzględnie współpraca z URE jest bardzo ważna - stwierdził Robert Zasina.

- Nie ukrywajmy, finansowanie musi iść poprzez taryfy. W jaki sposób, to już kwestia kompleksowego spojrzenia na to, jakie są struktury taryf, jak są kalkulowane i to jest osobny wątek. W każdym razie przyszłe nakłady inwestycyjne na pewno będą większe i z tym będziemy musieli sobie poradzić - powiedział Robert Zasina.

Michał Roman ocenił, że jeśli sposób finansowania sektora dystrybucji będzie zapewniał „zrobienie czegoś więcej niż dzisiaj”, to wyzwania, jakie stoją przed operatorami, mogą być swoistym akceleratorem ich rozwoju, ale jeśli miałyby być realizowane w ramach środków dostępnych obecnie, „to pewnie nie”.

- Tylko w równowadze inwestowania w energetykę sieciową i systemy wspierające możemy coś więcej dać, czyli wyzywania i rozwój operatorów „tak”, pod warunkiem, że będzie trochę więcej środków, bo przy dzisiejszych środkach będziemy musieli z czegoś zrezygnować - ocenił Michał Roman.

Dyrektor Energi Operator podkreślił, że najlepsza efektywność to energia zaoszczędzona, a więc należy podążać drogą obniżania strat sieciowych, a generalnie obniżania kosztów dla odbiorców, w tym dla środowiska.

- Natomiast jeśli chodzi o oczekiwania co do samego sposobu finansowania, to pewnie chciałoby się poprosić o stabilny zwrot z kapitału, który byłby jasno określony i niezmienny, czy wręcz może zwiększony za inwestycje szczególnie przydatne dla krajowego systemu elektroenergetycznego, dla polityki energetycznej - wskazał Michał Roman.

Może powiedzenie, że to jest wyzwanie systemowe, to byłaby przesada, ale z drugiej strony sprawa dotyczy największych polskich OSD, więc jest istotna, a chodzi o funkcjonowanie tzw. modelu regulacji jakościowej, uzgodnionego pomiędzy URE i operatorami (w jego ramach OSD zobowiązani są pod rygorem ewentualnych kar realizować cele wyznaczane przez Prezesa URE).

- Jeśli chodzi o pana prezesa Macieja Bando, którego szanuję, to początki współpracy, powiedziałbym, były bardziej intensywne. Częściej się spotykaliśmy, było mniej korespondencji, później te proporcje się odwróciły. (…) Polityka jakościowa to dużo uznaniowości. Staraliśmy się uchwycić w ramach prawa jej wskaźniki, parametry i nie zawsze się udawało, czyli potrzebny jest dialog. Tego dialogu (z Prezesem URE - red.) ostatnio nie było zbyt wiele - ocenił Andrzej Kojro.

Robert Zasina stwierdził, że model regulacji jakościowej jest wyzwaniem dla OSD, bo nie sprawdził się w obliczu awarii masowych z 2017 roku i chociaż został zmieniony, to nadal nie jest jasny.

- Mamy ustalony nowy model i niestety wprowadza on wiele niejasności. Nie mamy ich wyjaśnionych, nie udało nam się i myślę, że się nie uda ich wyjaśnić z obecnym Prezesem URE, z całym szacunkiem do pomysłu - stwierdził Robert Zasina, podkreślając, że kwestia przyszłości regulacji jakościowej, jej prawnego precyzyjnego usankcjonowania jest dla OSD kluczowa.

Odrębną kwestią, perspektywicznie może nawet najważniejszą, jest z punktu widzenia OSD, ale także funkcjonowania całego rynku energii elektrycznej, ewentualna zmiana modelu taryfowania dystrybucji.

Rozwój energetyki rozproszonej, autoprodukcja energii, w tym przez prosumentów, powodują, że m.in. zmieniają się udziały poszczególnych użytkowników sieci w finansowaniu jej utrzymania, a poza tym perspektywicznie mogą też spadać przepływy energii w sieci dystrybucyjnej.

Tymczasem obecnie jest tak, jak wyjaśniał Robert Zasina, że, upraszczając, koszty stałe funkcjonowania OSD są w 30 proc. przenoszone w opłacie stałej, a ich pokrycie w pozostałej części zależne jest od ilości energii dostarczonej odbiorcom.

- Myślę, że coś, co się pojawi może nie w przyszłym roku, ale w następnych latach, to kwestia taryf dystrybucyjnych. Taryfy dystrybucyjne bezwzględnie muszą się zmienić, albo inaczej - nawet jak ich składniki będą wyglądać podobnie, to sposób kalkulacji tych składników będzie inny. Mówimy o tym od kilku lat i będziemy powtarzać, że jeśli chodzi o taryfy, to koszty stałe funkcjonowania OSD są tylko w 30 proc. w opłacie stałej, a wszystko pozostałe jest uzmiennione - wskazał Robert Zasina.

- Oznacza to, że nasze koszty stałe rocznego utrzymania sieci, funkcjonowania monterów można powiedzieć w 30 proc. są zabukowane, a reszta jest zależna od ilości energii dostarczonej do klientów. Jeżeli coraz więcej energii będzie produkowane u klientów i ta energia u klientów zostanie, to u nas przepływy na niskim i średnim napięciu się zmienią i to trzeba będzie uwzględnić. Moim zdaniem ten temat jest priorytetowy - ocenił Robert Zasina.

Nowe puka do sektora dystrybucji też z regulacji unijnych. Mariusz Swora, członek rady odwoławczej Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki, Prezes URE w latach 2007-2010, ocenił, że teraz w centrum nowych regulacji europejskich są operatorzy systemów dystrybucyjnych, a aksjologia ujęta w ramy nowej dyrektywy elektrycznej zmienia się.

- Podkreśliłbym szczególnie elastyczność, która jest kluczem do regulacji nowych ról OSD w przepisach zmienionej dyrektywy.(…). Ta rola OSD będzie się sprowadzała do pełnienia funkcji neutralnej platformy umożliwiającej świadczenie usług innym podmiotom, a więc w pewnym sensie będzie to rola kreatora rynku lokalnego, na którym będą obecni dostawcy usług DSR, operatorzy magazynów energii, stacji ładowania. OSD przynajmniej w założeniu sami nie mają dostarczać tego typu usług, ale mają je kupować i zmawiać na niedyskryminacyjnych i rynkowych zasadach - wyjaśniał Mariusz Swora.

W tekście zostały wykorzystane materiały z dyskusji, jaka odbyła się podczas panelu "Wyzwania w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej" w trakcie XI Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach.

« POWRÓT