— Kuriozum, kompromitacja, nie ten świat — takimi określeniami rzuca Maciej Bando, prezes Urzędu Regulacji Energetyki, kiedy mówi o tym, jak w Polsce wygląda dystrybucja prądu.
Długo i z przerwami
Przerwy w dostawach? Jesteśmy w europejskiej niechlubnej czołówce, bo w Polsce przeciętny odbiorca nie ma prądu przez niemal 300 minut rocznie. Gorsza od nas jest Litwa, Łotwa, Malta… i nikt więcej. Zniechęcać mogą też dane dotyczące czasu oczekiwania na przyłączenie do sieci dystrybucji. Ustawa narzuca maksymalny termin, czyli 18 miesięcy, choć i tak 27 proc.
przyłączeń realizowanych jest po tej dacie. To zmora deweloperów i właścicieli fabryk. Nie lepiej wygląda zmiana sprzedawcy prądu — firma dystrybuująca potrzebuje często ok. 2 miesięcy na to, by przetworzyć informację i przypisać odbiorcę do nowego sprzedawcy.
Zdaniem Macieja Bando, powinno to być 21 dni. Tak działa pięć wielkich firm dystrybucyjnych, czyli PGE Dystrybucja (działa we wschodniej Polsce), Tauron Dystrybucja (po-
łudnie), Enea Operator (zachód), Energa Operator (północ) i RWE (Warszawa). Dlatego to ich będzie dotyczyła nowa regulacja jakościowa, która będzie obowiązywać od 1 stycznia 2016 r. i ma zaowocować poprawą wskaźników.
— Pięciu operatorów wydaje co roku grubo ponad 5 mld zł na inwestycje, a te inwestycje są uwzględniane w taryfie dystrybucyjnej, więc również w rachunkach odbiorców końcowych. Te sumy nie umożliwiły jednak osiągnięcia satysfakcjonującego poziomu usług — stwierdza Maciej Bando.
Brak kary to nagroda
Pomóc mają nowe wytyczne, które mają za cel m.in. skrócenie przerw w dostawach prądu o połowę oraz skrócenie terminów przyłączenia do sieci (nie podano, o ile). Wśród narzędzi, które URE zamierza wykorzystać do tych celów, dominują „kije”, a „marchewek” nie widać. URE zapowiedziało m.in., że nagród za poprawę wskaźników nie będzie.
— Nagrodą będzie brak kary, czyli po prostu utrzymanie przychodu z dotychczasowych odbiorców. Mówimy przecież o rynku regulowanym i o operatorach, którzy mają sieć na określonych obszarach kraju. Ich odbiorcy nie są przecież w stanie przełączyć się na inną sieć — tłumaczy Maciej Bando.
Kary będą natomiast konkretne. Jeśli operator odchyli się od wymaganych celów wskaźnikowych o więcej niż 5 proc., dostanie karę finansową, i to bolesną. Wynieść może nawet 15 proc. zwrotu z kapitału (czyli mogą to być setki milionów złotych), ale maksymalnie 2 proc. przychodów danej firmy z dystrybucji.
— Nacisk kładziemy na to, żeby operatorzy reinwestowali część zysków. Bo dystrybucja prądu to przecież złoty interes, stabilny i regulowany. Niech koncerny spłacą tę rentę — podkreśla Maciej Bando.
Firmy to zaboli
Regulacja jakościowa przygotowywana była przez ostatnie pół roku i intensywnie konsultowana z samymi operatorami. Firmy są więc przygotowane, choć i tak odczują zmiany. Societe Generale policzyła, że EBITDA Energi [zysk operacyjny powiększony o amortyzację — red.] spadnie z tego powodu w 2016 r. o 6,1 proc. (-4,5 proc. dla EBITDA grupy), Enei o 3,9 proc. (2,4 proc. dla grupy), PGE o 4,2 proc. (1,5 proc.), a Tauronu o 4,3 proc. (2,9 proc.).
— Regulacja na pewno wpłynie negatywnie na Energę, bo jej EBITDA opiera się przede wszystkim na segmencie dystrybucyjnym. Negatywnie odczuje ją też Tauron, który ogromne inwestycje w wytwarzaniu finansuje m.in. za pomocą gotówki generowanej przez segment dystrybucji. PGE wydaje się najmniej eksponowane na ryzyka związane z dystrybucją, bo jej udział w EBITDA całej grupy jest relatywnie niski — zauważa Bartłomiej Kubicki, analityk Societe Generale.
Robert Maj z Haitong Bank dodaje, że Energa dodatkowo odczuje odejście URE od premiowania inwestycji w inteligentne liczniki.
— Generalnie nowa regulacja dodatkowo pogarsza perspektywy sektora energetycznego, borykającego się już ze spadkiem cen energii i perspektywą wymuszonego zaangażowania we wspieranie bankrutującego sektora górniczego — zauważa Robert Maj. © Ⓟ