|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 07/2003
Najbardziej efektywni podnieśli ceny najmniej… Taryfy ponadinflacyjne
|
|
|
Od lipca płacimy drożej za energię elektryczną, średnio w kraju o 2,5 proc. Skala podwyżek w poszczególnych zakładach jest zróżnicowana - w niektórych wynosi ponad 4 proc., ale są też i takie, w których nie przekracza wskaźnika ubiegłorocznej inflacji. Wzrost cen najmniej odczują klienci Górnośląskiego Zakładu Energetycznego, gdyż gliwicki dystrybutor energii podniósł ceny średnio zaledwie o 0,97 proc
|
Z końcem czerwca upłynął tzw. rok taryfowy. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził na kolejne 12 miesięcy nowe taryfy dla wszystkich 29 działających w Polsce spółek dystrybucji energii elektrycznej, w tym także po raz pierwszy dla skonsolidowanej Grupy Energetycznej Enea SA.
Taryfy spółek dystrybucyjnych zawierają specyfikację i wysokość stawek opłat stosowanych w rozliczeniach z klientami za świadczone usługi, m.in. za zużytą energię, abonament, usługi przesyłowe, przyłączenie do sieci. Łącznie z taryfami zakładów dystrybucyjnych, od lipca obowiązuje nowa taryfa Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA. Taryfa PSE jest wyznacznikiem przy opracowywaniu taryf spółek zakładów dystrybucyjnych. Określono w niej m.in. stawki opłat za usługi przesyłowe świadczone przez PSE.
Obecne zasady kształtowania cen energii elektrycznej obowiązują od pięciu lat, tzn. od wejścia w życie nowego Prawa energetycznego. Zgodnie z rozporządzeniem ministra gospodarki z grudnia 2000 r., ceny energii nie mogą wzrosnąć więcej niż o 3 proc. powyżej wskaźnika inflacji z poprzedniego roku. Ponieważ średnioroczna inflacja w 2002 r. wyniosła 1,9 proc., tegoroczny wzrost cen energii elektrycznej nie mógł przekroczyć poziomu 4,9 proc.
Najwyższy wzrost cen dotyczy klientów indywidualnych, korzystających z tzw. taryfy G.
- Zakłady energetyczne próbują stopniowo eliminować tzw. subsydiowanie skrośne. W dalszym ciągu część kosztów przypadających na odbiorców indywidualnych ponoszą duże zakłady przemysłowe oraz średnia i mała przedsiębiorczość. Ceny energii wpływają na ich konkurencyjność, dlatego sygnalizują nam konieczność szybkiej zmiany tej sytuacji – tłumaczył na konferencji prasowej Dariusz Lubera, prezes Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, zrzeszającego spółki dystrybucyjne. - Taryfy dla tych odbiorców należałoby utrzymać na niezmienionym poziomie albo nawet obniżyć z jednoczesnym przeniesieniem tej części kosztów na odbiorców indywidualnych. To jednak oznaczałoby jednorazowy wzrost cen energii elektrycznej dla gospodarstw domowych o kilkadziesiąt procent, co nie jest możliwe. Trzeba jednak pamiętać, iż za mniej niż rok będziemy w UE, a cena energii oferowana przez największego dystrybutora w Niemczech dla klientów indywidualnych wynosi 17,1 eurocenta, natomiast w Polsce średnie ceny - nawet po obecnej podwyżce - osiągają pułap 8 eurocentów. (Oddajmy sprawiedliwość: w Niemczech wyższe są również koszty wytwarzania energii z powodu choćby wyższych kosztów pracy - przyp. red.).
Jak podkreślał Dariusz Lubera, taryfy wzrosną o 2,5 proc. - a więc o prawie połowę mniej niż dopuszczał Prezes URE - co jest efektem optymalizacji kosztów przez spółki dystrybucyjne. Jednakże według urzędników z Departamentu Taryf URE, 2,5 procentowy wzrost nie jest wcale tak niski, jak mogłoby się wydawać. W 2002 r. średni wzrost cen wyniósł 5,5 proc. przy dopuszczalnym 5-procentowym wskaźniku. Nominalnie tegoroczny wzrost jest niższy, trzeba jednak pamiętać, że w 2001 r. średnioroczna inflacja wyniosła 5,5 proc., a zatem wzrost cen w taryfach pokrył się z wysokością inflacji. W tym roku wzrost jest ponadinflacyjny, gdyż przekroczył inflację o 0,6 proc.
Podwyżki cen w taryfach poszczególnych zakładów znacząco się różnią, np. w ZE Częstochowa średni wzrost wyniósł 3,88 proc. przy czym dla odbiorców indywidualnych sięgnął poziomu 4,8 proc., a dla odbiorców przemysłowych: 2,74%. W ZE Warszawa Teren średni wzrost wyniósł 3,42 proc, we Wrocławiu 4,5 proc. Tylko w jednej spółce średni przyrost cen w taryfie jest ujemny, a w przypadku siedmiu spółek wzrost jest niższy niż średnioroczna inflacja.
Przy założeniu, że w przeciętnym gospodarstwie domowym zużywa się 1950 kWh energii rocznie, najmniejsze rachunki płacić będą klienci GZE (średnia opłata wynosi 716 zł). Według kierownictwa gliwickiej firmy, dużo niższa podwyżka niż średnio w kraju jest efektem obniżenia kosztów funkcjonowania oraz reorganizacji zakładu, czego dokonano po procesie prywatyzacji spółki. Na stosunkowo niewielkie podwyżki mogą sobie pozwolić nieliczne firmy, które zakończyły ubiegły rok na plusie, jak np. ZE Toruń SA, GZE czy warszawski Stoen. Najwyższe opłaty są w Tarnowie (810 zł), Lublinie (802 zł) i Poznaniu (782 zł).
W ubiegłym roku prezes URE po raz pierwszy zaproponował spółkom dystrybucyjnym możliwość taryfikacji wieloletniej. Wówczas tylko czterem zakładom dystrybucyjnym zatwierdzono takie taryfy (m.in. warszawskiemu Stoenowi, Łódzkiemu Zakładowi Energetycznemu i Zielonogórskiemu Zakładowi Energetycznemu, który wszedł w skład Enei). Od 1 lipca taryfy wieloletnie będzie miało w sumie 12 spółek - osiem zakładów z grupy G-8 (zakłady z Gdańska, Torunia, Słupska, Płocka, Elbląga, Olsztyna, Kalisza i Koszalina), Grupa Enea, GZE, Stoen oraz ZE Łódź SA. Spółki, które w przyszłości będą chciały korzystać z taryfikacji wieloletniej, mogą złożyć wnioski o jej przyznanie w późniejszym terminie, w uzupełnieniu do taryfy jednorocznej.
Kiepska kondycja dystrybutorów
Prezes PTPiREE zapewnia, że wzrost cen energii jest spowodowany zwiększeniem się kosztów uzasadnionych, w pełni kontrolowanych przez URE. Ponad trzy czwarte kosztów zakładów energetycznych stanowią tzw. koszty przeniesione, związane przede wszystkim z zakupem energii elektrycznej i opłatami za usługi przesyłowe. Stanowi to ok. 75 proc. całości kosztów spółek dystrybucyjnych. Zwiększają się ceny nabycia energii, zarówno produkowanej z węgla (o cenie energii w elektrowniach konwencjonalnych w 50 proc. decyduje koszt zakupu węgla), jak i odnawialnej, objętej obowiązkiem zakupu. Podnoszone są opłaty za przesył; rosną obciążenia podatkowe. - Około 1/3 ceny energii stanowi VAT, akcyza, podatki lokalne, a także opłaty koncesyjne. Obciążenia fiskalne nałożone na dystrybutorów energii w Polsce należą do najwyższych w Europie – stwierdził Lubera.
Nadmierny fiskalizm systemu zobrazował na przykładzie ZE Częstochowa SA Wojciech Masłoń. W częstochowskiej spółce średnia cena energii brutto wynosi 323,9 zł/MWh w tym 6,17 proc. stanowi akcyza, 1,38 proc. podatek od urządzeń sieciowych, a 18,03 proc. - VAT. Koszty własne (obrót i dystrybucja) wynoszą 22,03 proc., do PSE za usługi przesyłowe trafia prawie 20 proc, a 32,79 proc stanowią koszty zakupu energii.
Sporym problemem jest też zadłużenie klientów instytucjonalnych i zatory płatnicze. Zobowiązania te sięgają wielu milionów złotych, a zakłady energetyczne poniosły duże straty w wyniku przeprowadzonych postępowań układowych z hutnictwem, górnictwem, zakładami branży chemii ciężkiej i innymi dłużnikami. Zdaniem prezesa Lubery, który jest szefem tarnowskiego ZE, odcinanie klientów nie jest dobrym rozwiązaniem, gdyż ostatecznie nie jest to korzystne dla zakładu, spada też poziom zużycia energii. – Niemal każda spółka dystrybucyjna ma na swoim terenie przynajmniej jeden duży zakład przemysłowy. Jeżeli ma on problemy finansowe, dotykają one także sprzedawcę prądu. Na koniec roku mieliśmy ujemny wynik finansowy z powodu rezerw, które musieliśmy utworzyć ze względu na zadłużenia naszego największego odbiorcy - mówił Lubera. Zakłady Azotowe zalegały ZE Tarnów SA na kwotę ok. 20 mln zł, a w wyniku postępowania układowego z wierzycielami część zadłużenia umorzono.
Większość kontrolowanych przez skarb państwa spółek dystrybucyjnych nie decyduje się na odcinanie dostaw prądu dłużnikom.
Inne podejście, nawet gdy chodzi o odbiorców przemysłowych, mają sprywatyzowane zakłady energetyczne, jak GZE, którego inwestorem strategicznym jest szwedzki koncern Vattenfall, czy Stoen, kontrolowany przez niemiecki RWE. W GZE bieżące zadłużenie wielkich odbiorców osiąga poziom 85 mln zł; ok. 250 mln zł to zaległości objęte postępowaniami układowymi i związane z procesami upadłościowymi. Stanowi to łącznie ok. 13 proc. ubiegłorocznych przychodów zakładu. Zarządy sprywatyzowanych zakładów odłączają niepłacących odbiorców zgodnie z zasadą, że za dostarczony towar należy płacić, a dla zakładów energetycznych energia jest takim samym towarem, jak dla innych firm sprzedawane przez nie wyroby.
Również zaległości klientów indywidualnych wobec spółek dystrybucyjnych liczone są w milionach złotych. Tylko na terenie działania ZE Tarnów SA ok. 15 proc. gospodarstw domowych nie płaci w terminie. Zakłady energetyczne próbują rozwiązać ten problem rozkładając należności na raty lub we własnym zakresie montując liczniki przedpłatowe, przy czym koszt montażu i samego urządzenia ponosi zakład. Liczniki na kartę najczęściej stosowane są w ZE Toruń SA.
Dystrybutorzy alarmują, iż majątek sieciowy dekapitalizuje się. Potrzebne są stałe nakłady na odtworzenie infrastruktury oraz na nowe inwestycje. Tymczasem obecnie zakłady ograniczają się do odtwarzania majątku, działając poniżej amortyzacji. Narasta problem dekapitalizacji sieci wiejskich, których udział w majątku spółek stanowi ok. 70 proc., ale sprzedaż odbiorcom to raptem 30-35 proc.
Na inwestycje nie pozwalają wyniki finansowe spółek. W 2002 r. przy obrotach na poziomie 27 mld zł, strata na działalności podstawowej, czyli związanej z przesyłem i obrotem energią elektryczną wyniosła 207 mln zł. Aż 1/3 spółek dystrybucyjnych (11 zakładów energetycznych) zakończyło miniony rok na minusie. Wśród przyczyn tego stanu wymienia się m.in. wzrost obciążeń podatkowych, przede wszystkim podatku akcyzowego na energię elektryczną w wysokości 2 groszy za kilowatogodzinę, którą to objęci są wytwórcy energii. Wzrost kosztów z tego tytułu wytwórcy przerzucili na swoich klientów, czyli głównie na spółki dystrybucyjne. Obciążenia fiskalne - w wyniku decyzji prezesa URE - nie mogą być w pełni przenoszone na odbiorców.
Na kondycję finansową sektora wpłynęły także zatory płatnicze oraz liczne postępowania upadłościowe, a także zmiany na Rynku Bilansującym, prowadzonym przez PSE (regulator nie uwzględnił w ubiegłorocznych taryfach spółek kosztów obowiązkowych zakupów energii na Rynku Bilansującym). Ostateczny wynik finansowy całego podsektora zamknął się w kwocie 6 mln zł. O pozytywnym wyniku przesądziła działalność dodatkowa, np. usługi oświetleniowe, wykonywanie instalacji dla inwestorów, usługi specjalistyczne.
Zgodnie z zapowiedziami, Prezes URE uwzględnił w tegorocznych taryfach spółek dystrybucyjnych zwrot z zainwestowanego kapitału. Naliczany jest na razie od 25 proc. majątku spółki netto (w ciągu czterech lat ma zostać zrealizowany harmonogram dochodzenia do 100 proc. podstawy), a stopa zwrotu wynosi 13,18 proc. Wyjątkiem jest Enea, w której ze względu na konsolidację, przeprowadzono nową wycenę majątku (spółki nie skonsolidowane nie zostały jeszcze na nowo wycenione, a ich wartość ustalono w 1995 r.). W efekcie wartość godziwa grupy wzrosła dwukrotnie – z 2 mld zł netto do 4 mld zł. W tej sytuacji URE ustalił dla Enei indywidualny harmonogram uwzględniania zwrotu z kapitału w wysokości 12,5 proc., rozłożony nie na cztery, ale na osiem lat.
Oczekiwanie na konsolidację
Enea jest dotąd jedyną skonsolidowaną spółką dystrybucyjną, obejmującą zasięgiem ok. 20 proc. terytorium kraju i obsługującą 2,2 mln klientów, w tym ok. 300 firm. Posiada 14,5-proc. udział w rynku.
ENEA stosuje stawki opłat obszarowe, przy czym ceny energii są już ujednolicone. Na terenie działania byłych zakładów Gorzów i Zielona Góra (województwo lubuskie) ceny energii dla odbiorców korzystających z taryfy G 12 (czyli dla odbiorców wykorzystujących energię elektryczną do celów grzewczych) spadną o 30 proc.
Według prezesa firmy - Jerzego Gruszki, proces zunifikowania stawek w taryfie potrwa ok. trzy lata. - Zamierzamy stopniowo odchodzić od taryfowania w obecnej postaci i budować tzw. dedykowane plany taryfowe odpowiadające potrzebom poszczególnych grup odbiorców, np. „Terma” dla klientów używających energii w porze nocnej – tu cena energii w nocy będzie wynosiła 8 gr/kWh, w dzień – 24 gr/kWh, kwota przesyłowa – odpowiednio – 11 gr i 22 gr. Zaproponujemy system ulg i stawek preferencyjnych. Chcemy w ten sposób prostować naszą krzywą obciążenia – mówił Gruszka.
Jego zdaniem jedyne zmiany jakie - dysponując dzisiejszą wiedzą - wprowadzono by w programie powoływania Enei, dotyczyłyby harmonogramu prac, tj. przyspieszenia pierwszego etapu restrukturyzacji i połączenia go z momentem utworzenia grupy kapitałowej, rozdzielenia zarządzania strategicznego od funkcji zarządzania operacyjnego, (utworzenie zarządu i powołanie dyrektorów oddziałów) oraz poprawienia komunikacji wewnętrznej, która w tak dużym przedsiębiorstwie, działającym na obszarze 1/5 kraju, trochę szwankuje.
Dlaczego proces konsolidacji się wlecze? Zdaniem Jerzego Gruszki to kwestia uzyskania akceptacji społecznej. - Nie mam wątpliwości, że muszą powstać przedsiębiorstwa o podobnych strukturach, tego zresztą już nikt nie neguje. Będą to holdingi operacyjne, a inkorporacja jest najwłaściwszą formą osiągnięcia tego celu i zarazem metodą najbardziej sprawiedliwą z punktu widzenia również interesów pracowniczych – powiedział.
Nie jest dotąd znany termin uruchomienia kolejnych skonsolidowanych grup spółek dystrybucji energii, należących do Skarbu Państwa. Według przyjętej przez rząd pod koniec stycznia 2003 r. aktualizacji programu wdrażania rynku energii oraz programu restrukturyzacji i prywatyzacji sektora elektroenergetycznego, prócz powstałej już grupy Enea SA, skupiającej pięć spółek dystrybucyjnych z zachodniej Polski z Energetyką Poznańską SA jako liderem grupy, pozostałe spółki dystrybucyjne będą konsolidowane w obrębie trzech grup: L-6 (spółką przejmującą mają być Lubelskie Zakłady Energetyczne SA), K-7 (Zakład Energetyczny Kraków SA) oraz W-5 (Zakład Energetyczny Wrocław SA).
Wygasają dyskusje wokół problemu czy skonsolidowane grupy mają być koncernami, czy raczej holdingami. Według Dariusza Lubery, dystrybutorzy doszli do wniosku, iż musi powstać jedna efektywna struktura, natomiast ścieżka dojścia do tego modelu może być dowolna. Palącym problemem, jaki pojawił się ostatnio, jest dość nieprecyzyjna realizacja zapisu w programie rządowym, mówiącego o konieczności przeprowadzenia analizy sieci 110 KV i ewentualnego ich przesunięcia do PSE. Zamiar przeprowadzenia takiego ruchu majątkowego wywołał ogromne protesty ze strony dystrybutorów. – Wartość tego majątku nie jest tak duża, jak PSE sobie to wyobraża, a skutki ekonomiczne tej decyzji uderzą w spółki dystrybucyjne, gdyż będzie to oznaczało spadek ich wartości o kilka do kilkunastu procent. Z sieci 110 KV zasilani są najwięksi odbiorcy, jest to majątek najmniej zamortyzowany – stwierdzi szef PTPiREE.
|
|
|
|
