|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 01/2005
Obniżenia taryf w części sieciowej można oczekiwać po 2007r. Konfiguracja taryfy jak kwadratura koła
|
|
|
Rozmowa z dr. inż. Tomaszem Kowalakiem, dyrektorem Departamentu Taryf URE
|
- Od 1 stycznia 2005 r. obowiązują nowe taryfy dla energii elektrycznej. W których spółkach dystrybucyjnych ceny wzrosły najbardziej, w których najmniej? Czym są spowodowane różnice w cenach?
Wzrost średniej ceny (łącznie energii i usługi sieciowej) jest największy w ZE Płock – 4,8 proc., natomiast najmniejszy w GZE – 1,5 proc. Różnice w cenach średnich pomiędzy spółkami spowodowane są po pierwsze zróżnicowaniem struktury odbiorców (a co za tym idzie zróżnicowanym udziałem charakterystyk poboru energii w poszczególnych spółkach w charakterystyce rynku hurtowego), a po drugie zróżnicowaniem relacji majątku sieciowego do struktury przestrzennej i mocowej odbiorców. Mamy bowiem spółki o dominującym drobnym odbiorze rozproszonym, np. ZE Białystok, ale także o dużym odbiorze, skupionym na relatywnie niewielkiej przestrzeni, np. GZE, oraz wszystkie kombinacje pośrednie.
Różnice w taryfach w odniesieniu do tych samych grup taryfowych w poszczególnych spółkach spowodowane są dodatkowo zróżnicowaniem zasad ewidencji kosztów, przyjętych w poszczególnych spółkach, zgodnie z obowiązującymi przepisami.
- Generalnie największa podwyżka dotyczy gospodarstw domowych. To zapowiedź stałego trendu?
Tak można powiedzieć, ale nie „bezterminowo”. Grupa G była historycznie „chroniona” ze względów polityczno-socjalnych, wcześniej odbywało się to kosztem wszystkich grup przemysłowych, obecnie głównie grup C. Ograniczenie subsydiowania międzygrupowego do racjonalnego poziomu wymaga relatywnie większego wzrostu w grupach G, ale tendencja ta będzie z czasem wygasać.
- Czy zdarzyły się przypadki odmowy zatwierdzenia taryfy? W minionych latach regulator dość aktywnie wykorzystywał to prawo.
Nie. Ten proces taryfowy przebiegł bez takich dramatów. Nie było potrzeby, by sięgać po to narzędzie.
- Skonstruowanie tabel stawek taryfowych porównywane jest do łamigłówki, w której zasady wynikają z aktualnie obowiązujących przepisów. Jak Pan ocenia stopień złożoności procesu taryfowego? Czy powinno się dążyć do jego uproszczenia?
Konfiguracja „tabeli taryfowej” wynika wprost z różnorodności funkcji, jakie taryfa ma spełniać. W szczególności są to funkcje: przychodowa, informacyjna, stymulacyjna. Na te funkcje, niejako naturalne, ustawodawca nałożył dodatkowo funkcje socjalne (sztywne ograniczenie tempa wzrostu cen, sztywna struktura opłat w części stałej i zmiennej), wymóg eliminowania subsydiowania, który jest wprost sprzeczny z realizacją stymulacyjnej funkcji taryfy oraz funkcje strategiczne (refinansowanie kosztów KDT, wspieranie rozwoju źródeł energii odnawialnej). Również konfiguracja rynku energii jest bardziej złożona niż jakiegokolwiek innego rynku, gdyż tylko energia elektryczna wymaga transportu sieciowego bez żadnej możliwości jej magazynowania.
Jeżeli więc taryfa ma zapewniać pokrycie kosztów (funkcja przychodowa) generowanych określonym zachowaniem określonego odbiorcy (funkcja informacyjna), a dodatkowo stymulować odbiorców do zmiany zachowań w kierunku pożądanym z punktu widzenia całej gospodarki, np. spłaszczanie krzywej obciążenia (funkcja stymulacyjna), jednocześnie chroniąc najbiedniejszych i unikając subsydiowania skrośnego, to mamy do ułożenia swoiste puzzle, niepokojąco bliskie kwadratury koła. To niestety nie może być proste.
- Czy charakter cen i opłat zawartych w taryfie umożliwia dystrybucji prowadzenie swobodnej polityki cenowej?
Nie. Prowadzenie swobodnej polityki cenowej jest domeną działalności wolnokonkurencyjnej, a nie taryfowanej (regulowanej). Zresztą, wciąż nie jest jasne, jak interpretować charakter ceny określonej w taryfie: jako sztywną czy maksymalną, i jakie jest odniesienie cen w taryfie do standardu obsługi zapewnianego odbiorcom.
- Jak Pan ocenia sytuację finansową dystrybutorów?
Rentowność ogółem za pierwsze półrocze 2004 r. najgorszych spółek wyniosła 2,4 proc., najlepszych 12,2 i 12,5 proc., średnio 5,7 proc., a więc liczby mówią same za siebie. Od 2002 r. z każdym rokiem rentowność sektora się poprawia.
- Które składniki w strukturze kosztów dystrybucji mogą i powinny być obniżane? Czy tak się rzeczywiście dzieje?
Obniżka może dotyczyć kosztów operacyjnych i różnic bilansowych. W szczególności nie jest tajemnicą przerost zatrudnienia, jakkolwiek jego eliminowanie napotyka na bardzo poważną barierę, jaką jest sytuacja na rynku pracy. Efektywnie spada poziom różnic bilansowych. Efekty tych zmian są jednak niewidoczne wprost, gdyż jednocześnie przychód regulowany jest stopniowo zwiększany o wynagrodzenie majątku sieciowego. Bezwzględnego obniżania taryf w części sieciowej można oczekiwać po 2007 r., kiedy podstawa wyliczania wynagrodzenie majątku osiągnie 100 proc. jego wartości. Drugim warunkiem jest zaprzestanie wprowadzania przez ustawodawcę kolejnych obciążeń podatkowych.
- Czy proces liberalizacji rynku elektroenergetycznego (zasada TPA) jest już na tyle zaawansowany, by skłaniać spółki dystrybucyjne do aktywniejszego niż dotąd wykorzystywania instrumentów rynkowych, w tym cen, dla utrzymania dominującej pozycji na danym rynku (zatrzymania dotychczasowych klientów, pozyskania nowych)?
Warto rozróżnić rynkową sytuację spółek w zakresie działalności sieciowej i obrotu energią. W działalności sieciowej spółka jest w 100 proc. monopolistą na terenie objętym jej siecią, praktycznie niezagrożonym i w związku z tym poddanym procesowi taryfowania. Konkurencja może zagrozić wyłącznie w zakresie obrotu. Dlatego przedsiębiorstwa próbują się bronić uciekając się do zabiegów kalkulacyjnych w procesie stanowienia taryf. Nie zawsze można to wykryć w procesie zatwierdzania taryfy. Najzdrowszym rozwiązaniem byłby zakaz prowadzenia w jednym podmiocie obrotu taryfowanego i wolnorynkowego (z wykorzystaniem zasady TPA). Ale próby wprowadzenia go do prawa napotykają wściekły opór podmiotów sektora, co pośrednio potwierdza słuszność takiego rozwiązania.
- Znowelizowana dyrektywa niesie za sobą wzmocnienie roli Prezesa URE. Również projekt nowelizacji Prawa energetycznego zakłada rozszerzenie kompetencji tego organu, m.in. w zakresie stanowienia taryf proponuje się, aby Prezes URE - obok weryfikacji poziomu kosztów uzasadnionych, ustalania współczynników korekcyjnych - określał dodatkowo wysokość zwrotu z kapitału zainwestowanego oraz maksymalny udział opłat stałych. W jakim stopniu te kompetencje są wykorzystywane? Jak wpływają na poziom cen?
Dyrektywa – tak. Ale kompetencje wymienione w pytaniu wejdą do praktyki, kiedy ustawa wejdzie w życie. Wtedy będzie można ocenić ich wpływ na poziom cen. Na razie, w ramach prac legislacyjnych, w projekcie ustawy znalazły się także przepisy, które kompetencję Prezesa URE osłabiają w sposób dramatyczny. Nie wiadomo, czy ostatecznie zwycięży wola zapewnienia możliwości efektywnego działania regulatorowi, czy determinacja przedsiębiorstw, by spod jego wpływu praktycznie się uwolnić. W drugim przypadku pozostanie jeszcze pytanie, jak taka deformacja ustawy względem wymagań dyrektywy zostanie oceniona w procesie notyfikacji w Komisji Europejskiej.
Co do zasady, wprowadzone do nowelizowanej ustawy kompetencje Prezesa URE do organizowania procesu regulacji mają za zadanie stworzyć podstawę prawną dla regulacji bodźcowej opartej na analizie porównawczej, tj. procedurach wspólnych dla określonych grup przedsiębiorstw. Tym samym należy oczekiwać racjonalizacji poziomu cen. Celowo nie mówię o ich obniżaniu, bowiem znane są z praktyki sytuacje, gdy przedsiębiorstwo, w formule regulacji kosztowej, regulowane było „na stratę”. Otwarta pozostaje kwestia, czy ujemny wynik przedsiębiorstwa jest efektem jego niedołęstwa, czy braku umiaru po stronie regulatora. Odpowiedź na to pytanie nie może być poznana w procesie regulacji indywidualnej, dopiero porównanie z analogicznymi przedsiębiorstwami (regulacja porównawcza) pozwala się zorientować, czy dany podmiot jest bardziej czy mniej efektywny od przeciętnej. Ale regulacja porównawcza jest możliwa tylko w warunkach działania skoordynowanego względem całej grupy przedsiębiorstw regulowanych.
- Znowelizowane Prawo energetyczne daje ponadto Prezesowi URE prawo do kontroli ksiąg rachunkowych, a tym samym umożliwia kontrolowanie rozdziału księgowego rodzajów działalności przedsiębiorstw energetycznych. Czy będzie to skuteczne narzędzie służące do likwidacji subsydiowania skrośnego?
Przepis w zaproponowanym brzmieniu stwarza niestety tylko pewną iluzję kompetencji. Proszę rozważyć, iż analiza ksiąg rachunkowych, jeżeli ma dać faktyczną odpowiedź na pytania ważne dla procesu regulacji, wymaga specyficznej wiedzy (biegli rewidenci stanowią odrębną grupę zawodową) oraz czasu (analiza ksiąg w przedsiębiorstwie to proces wielotygodniowy, spółki prawa handlowego mają na jego przeprowadzenie kilka miesięcy). Dla porównania warto przytoczyć doświadczenia Brytyjczyków. Otóż tamtejszy regulator – Ofgem - akredytuje biegłych rewidentów specjalizujących się w badaniu ksiąg rachunkowych przedsiębiorstw energetycznych na zgodność nie tylko z ogólnymi przepisami ustawy o rachunkowości (tak jak ogół rewidentów), ale także z wymaganiami, jakie na ewidencję księgową nakłada regulator. Bowiem w Wielkiej Brytanii nie jest dopuszczona swoboda kreowania przez przedsiębiorstwa energetyczne kluczy podziału kosztów; został wypracowany i wprowadzony do obowiązkowego stosowania jednolity standard ewidencji. Wydaje się, że dopiero realizacja schematu polegająca na: a) opracowaniu i wdrożeniu do obowiązkowego stosowania jednolitego standardu kwalifikowania, ewidencjonowania i alokacji kosztów w przedsiębiorstwach regulowanych; b) przeszkoleniu określonej grupy biegłych rewidentów do kontroli przestrzegania wymienionych standardów, potwierdzone np. aktem akredytacji przy Prezesie URE; c) obligatoryjnemu poddaniu ksiąg przedsiębiorstw energetycznych rewizji przez wymienionych wcześniej rewidentów - pozwoli na faktyczne wdrożenie kompetencji Prezesa URE do wglądu do ksiąg, a także na rzetelną ocenę stopnia i kierunków subsydiowania skrośnego i ewentualnie dróg ograniczania tego zjawiska.
- Dystrybutorzy energii często odchodzą od zapisów taryfowych w zakresie opłat za przyłączenie nowych podmiotów do sieci angażując własne środki finansowe, często w wyższym zakresie niż określa to taryfa. Czy zamiast „przymuszania” dystrybucji do przyłączania nowych podmiotów, ponoszących tylko ¼ tych kosztów, nie należałoby – zgodnie z ideą wolnego rynku – odejść od regulowania finansowych warunków przyłączania nowych odbiorców?
Sposób kształtowania opłat za przyłączenie stanowi bodaj najbardziej drażliwy punkt w relacjach pomiędzy przedsiębiorstwem energetycznym, a jego odbiorcami (obecnymi i przyszłymi). To jest temat na odrębną publikację (całkiem niemałą). Problem w tym, że w toczącej się dyskusji dominują stereotypy, nie uwzględnia się natomiast rzeczywistej gry interesów, zwłaszcza w horyzoncie długoterminowym. Nie ułatwia sytuacji fakt, że opłaty za przyłączenie w okresie słusznie minionym kształtowane były według zupełnie innych zasad, ale według innych zasad prowadzona była wówczas cała działalność inwestycyjna. A zmiana reguł, niezbędna z powodów zasadniczych, wymiotła z obiegu prawnego także te elementy stosowanych w przeszłości rozwiązań, które być może powinny być utrzymane. (tzw. problem dziedziczenia korzyści – kiedy do przyłącza wybudowanego przez jeden podmiot przyłącza się następny).
Wracając do pani pytań: całkowicie błędne jest odwołanie do idei wolnego rynku w odniesieniu do kształtowania opłat za przyłączenie. Ten fragment rynku nie jest wolny, lecz przeciwnie. Całkowicie zmonopolizowany przez podmiot dysponujący siecią. Nie jest również dopuszczalna akceptacja płatności 100 proc. nakładów na przyłączenie przez przyłączany podmiot, bowiem wcale nie jest takie jasne, jak zdefiniować owe 100 proc. Realizacja dostaw energii i mocy nowym przyłączem wymaga bowiem odpowiedniego dostosowania sieci istniejącej. I z tego punktu widzenia nie ma większego znaczenia, czy to dostosowanie realizowane jest wcześniej, niejako „na zapas”, czy dopiero w odpowiedzi na konkretny wniosek o przyłączenie. Gorzej, sieć elektroenergetyczna w szczególności ma taką specyfikę, że nierzadko nie da się wyodrębnić „przyłącza”, pomimo że podmiot zostaje przyłączony. Generalnie, z punktu widzenia równowagi ekonomicznej przedsiębiorstwa, opłat za przyłączenie mogłoby nie być wcale, ale taki model pozornie bardzo atrakcyjny dla odbiorców nie jest zgodny z ich interesem, gdyż generowałby ryzyko nadmiernego inwestowania w sieć, w odpowiedzi na niepohamowane żądania podmiotów wnioskujących o przyłączenie za darmo. Model alternatywny: 100 proc. płaci podmiot przyłączany (abstrahując od wymienionych problemów określenia, ile to jest to 100 proc.), stanowiłby istotny hamulec przed przyłączaniem nowych odbiorców (a tylko nowi odbiorcy – w obliczu programów poprawy efektywności wykorzystania energii stanowią o możliwości rozwoju przedsiębiorstwa), ale co więcej, skutkowałby utratą prawa do wynagrodzenia majątku sieciowego. Bowiem majątek sieciowy wytworzony w związku z przyłączaniem nie byłby majątkiem zaangażowanym przez przedsiębiorstwo, tylko powierzonym przez podmioty przyłączane. A to z kolei powodowałoby ewolucję przedsiębiorstwa sieciowego w kierunku formuły działalności non profit – bez możliwości wypracowania zysku dla właściciela. Model wbrew pozorom niezbyt atrakcyjny.
- I jeszcze na koniec, trudno oprzeć się wrażeniu, że fiskus nie tylko nie pozwala energetyce o sobie zapomnieć, ale nawet złapać głębokiego oddechu, bo wprowadził kolejne obciążenia podatkowe...
Podatki stanowią koszt przeniesiony, który powinien być uwzględniony w przychodzie regulowanym bez dyskusji. Nowe podatki powodują jedynie problem z antycypowaniem faktycznego obciążenia jakie spowodują, więc może dochodzić do pewnego opóźnienia w dostosowywaniu przychodu regulowanego do kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwo. Docelowo podatki płacone przez przedsiębiorstwa sieciowe będą przeniesione na odbiorców.
Najnowszym wynalazkiem w tej dziedzinie jest podatek od zajęcia pasa drogowego, niezależny od podatku od wartości majątku sieciowego. Otóż, jeżeli w pasie drogowym leży kabel lub rurociąg, to gminie należy się od 2 do 200 zł/mb tego majątku, bez względu na jego wartość. Jest to konstrukcja bardzo kosztotwórcza, gdyż podatek od wartości majątku w odniesieniu do istniejących elementów ma tendencję spadkową w miarę umarzania ich wartości początkowej, obciążenie wypadkowe (łączne) przedsiębiorstwa utrzymuje się więc na mniej więcej wyrównanej wysokości, w miarę jak majątek nowy zastępuje w ewidencji majątek umorzony. Podatek od wykorzystania pasa drogowego będzie tylko przyrastał, dławiąc np. procesy usuwania białych plam w gazownictwie (gmin niezgazyfikowanych) oraz reelektryfikacji wsi.
- Dziękuję za rozmowę.
|
|
|
|
