Firmy z grup energetycznych kontrolowanych przez państwo lokują znaczne fundusze w rozwój systemów dystrybucji energii. Analizujemy wielkość wydatków operatorów oraz pytamy o zakres działań inwestycyjnych i wywołującą polemikę kwestię poziomu rentowności kapitału.
Na koniec roku 2024 (na podstawie najnowszych dostępnych danych Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej) całkowita długość wszystkich linii elektroenergetycznych w naszym kraju przekroczyła 1 mln km. Polska jest opleciona liniami i przewodami, które przekazują energię z miejsc produkcji, a oprócz systemu przesyłowego znaczną ich część stanowią sieci operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) — dostarczających energię elektryczną bezpośrednio do klientów.
Dalszy ciąg artykułu pod materiałem wideo Orlen zwiększa udział local content. Szuka Partnerów Energii Jutra
Zobacz także: Farma fotowoltaiczna na miarę elektrowni węglowej. Nowy etap dla OZE
Czołowa czwórka państwowych operatorów
Kluczowymi operatorami odpowiedzialnymi za większość zaopatrzenia w energię elektryczną dla przedsiębiorstw i gospodarstw domowych są firmy z czterech dużych państwowych grup energetycznych — PGE, Tauronu, Enei i Energi, która wchodzi w skład Orlenu, a także z prywatnej spółki Stoen, funkcjonującej tylko na terenie Warszawy.
PGE Dystrybucja, działająca we wschodniej i centralnej Polsce, zarządza ok. 304 tys. km linii, natomiast Tauron Dystrybucja, obecny na południu w pasie od Dolnego Śląska po Małopolskę — prawie 259 tys. km. Sieci Enea Operator, aktywnej na zachodzie i północnym zachodzie kraju, mają długość ponad 111 tys. km, a Energa Operator, obejmująca obszar od województwa łódzkiego po Pomorze — przeszło 198 tys. km.
W ostatnich latach wszystkie te przedsiębiorstwa realizują znaczne inwestycje w ulepszenie i rozbudowę swoich sieci, które mają już pewien staż i muszą być dostosowane do nowych realiów szybko rosnącej ilości źródeł odnawialnych i oddających nadwyżki energii prosumentów. Istotną rolę w finansowaniu tych nakładów odgrywają fundusze z Krajowego Planu Odbudowy. Redakcja Business Insider Polska skierowała do czterech czołowych operatorów szczegółowe pytania dotyczące zakresu ich przedsięwzięć.
Sieci z długą historią
Inwestycje OSD to w znacznej mierze potrzebne odnowienie już nieco przestarzałej infrastruktury — zdążyła się ona nieco postarzeć. Jak informuje Ewa Wiatr, rzeczniczka PGE Dystrybucja, przeciętny wiek linii elektroenergetycznych przedsiębiorstwa w 2025 r. wynosił blisko 30 lat. Stacje transformatorowe PGE były średnio o rok młodsze, natomiast same transformatory zbliżały się do 23. roku życia.
Także Renata Szczepaniak, rzeczniczka Tauron Dystrybucja, potwierdza, że systemy dystrybucji w Polsce w przeważającej części zostały zbudowane kilkadziesiąt lat temu.
— Posiadamy linie i stacje elektroenergetyczne nowoczesne, ale także takie, które wymagają modernizacji, aby sprostać współczesnym wyzwaniom — dużej liczbie źródeł rozproszonych, elektromobilności, zwiększającemu się zapotrzebowaniu przemysłu oraz oczekiwaniom klientów w zakresie jakości i niezawodności dostaw energii elektrycznej — informuje. Dwa lata temu Najwyższa Izba Kontroli alarmowała, że ponad połowa wszystkich linii elektroenergetycznych w Polsce ma ponad 30 lat — obecne inwestycje mają to zmienić.
Zobacz także: Nakłady na sieć elektroenergetyczną pochłoną fortunę. „Lata zaniedbań za nami”
Inwestycje w sieci. Miliardy złotych z KPO
Fundusze z KPO dzielą się na nisko oprocentowane kredyty i bezzwrotne dotacje. Te pierwsze były oferowane operatorom w ramach tzw. Funduszu Wsparcia Energetyki, utworzonego wspólnie przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska oraz Bank Gospodarstwa Krajowego.
Popłyną stamtąd gigantyczne kwoty. Beata Ostrowska, rzecznik Energi Operator, informuje o 9,4 mld zł całkowitej linii finansowania z BGK. — Stanowi to niemal 25 proc. ogólnej kwoty nakładów planowanych do realizacji do 2035 r., szacowanych na 40 mld zł — mówi. W poprzednim roku do Energi trafiły dwie pierwsze transze pożyczki o łącznej wartości 1,49 mld zł, dzięki czemu przedsiębiorstwo zrefinansowało inwestycje z lat 2020-2025. Enea Operator pozyska także łącznie 10 mld zł pożyczki, z której pokryje wydatki inwestycyjne realizowane do 2036 r. W przypadku PGE Dystrybucja pełna kwota z Funduszu Wsparcia Energetyki na inwestycje realizowane w latach 2022-2036 wyniesie ok. 10,4 mld zł.
Operatorzy korzystają także z dotacji sfinansowanych z KPO. Spółka dystrybucyjna Enei pod koniec minionego roku zawarła umowę z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) o wartości ok. 1,5 mld zł, co stanowi 75 proc. całości nakładów na projekt. Projekt ma poprawić jakość dostaw energii na obszarach wiejskich, zwiększyć możliwości przyłączania OZE czy wesprzeć cyfryzację sieci.
„Jest to jeden z największych projektów inwestycyjnych w historii firmy i jedno z największych dofinansowań pozyskanych przez Eneę Operator w dotychczasowej działalności” — informują przedstawiciele spółki. Dotację z tego samego programu NFOŚiGW otrzymała PGE Dystrybucja (ok. 1,4 mld zł).
Spółki poszukują także innych źródeł finansowania. Renata Szczepaniak z Tauron Dystrybucja informuje, że śląski dystrybutor realizuje największy program inwestycyjny w swojej historii o średniej wartości ok. 4 mld zł rocznie — z tendencją wzrostową do ponad 6 mld zł w 2035 r. Środki z KPO stanowią część tych wydatków, jednak, jak zaznacza rzeczniczka, „nie zastępują naszych własnych nakładów”.
— KPO umożliwia przyspieszenie niektórych działań, jednak transformacja sieci to proces, który potrwa całą dekadę — mówi rzeczniczka dystrybucyjnego przedsiębiorstwa Tauronu. Z kolei Beata Ostrowska z Energi Operator podkreśla udział środków pochodzących z taryf opłacanych przez odbiorców oraz innych funduszy pozataryfowych, poza funduszami unijnymi, w tym KPO — na przykład opłat za komercyjne podłączenia do sieci nowych źródeł odnawialnych.
W co inwestują firmy
Fundusze, które trafiają do operatorów, są znaczące, ale jaki jest ich dokładny cel? Odpowiedzi, które uzyskaliśmy, są zbieżne. Spółki inwestują głównie w budowę, rozbudowę lub modernizację linii elektroenergetycznych wysokiego, niskiego i średniego napięcia oraz stacji transformatorowych; w efekcie ma wzrosnąć przepustowość sieci oraz jakość dostarczanej energii.
— Do głównych inicjatyw wpływających na poprawę ciągłości zasilania zalicza się wymianę linii napowietrznych średniego napięcia na linie kablowe — podaje przykład Beata Ostrowska z Energi Operator. Gdańska firma z grupy Orlen chwali się budową i zmodernizowaniem w 2025 r. 4,5 tys. km sieci, co ma być średnio o 1,5 tys. km wyższym wynikiem niż w latach 2020-2023.
Znaczną część inwestycji spółek zajmują również automatyzacja sieci związana np. ze zdalnym sterowaniem oraz jej cyfryzacja. Enea Operator cyfryzuje swoją sieć także dzięki środkom z KPO, w tym za pośrednictwem dotacji z resortu aktywów państwowych.
Inteligentne technologie mają zwiększać elastyczność sieci, usprawniać komunikację z dyspozytorami oraz wzmacniać odporność infrastruktury na zagrożenia — zarówno naturalne, takie jak ekstremalne warunki pogodowe, jak i na cyberprzestępczość. Ewa Wiatr z PGE Dystrybucja wspomina o instalacji liczników monitorujących przepływy mocy i oceniających działanie poszczególnych fragmentów sieci.
Powracającym tematem jest także zwiększanie możliwości przyłączeniowych — zarówno po stronie nowych producentów, czyli zazwyczaj jednostek OZE, jak i odbiorców, w tym przemysłu. Energa w 2025 r. przyłączyła do swojej sieci prawie 62 tys. nowych klientów i 954 MW nowych mocy w OZE, co umocniło jej pozycję jako operatora systemu dystrybucyjnego z największą liczbą podłączonych zielonych źródeł o mocy prawie 11 GW.
Zyski firm dystrybucyjnych. Dyskusja o WACC
W publicznej dyskusji na temat operatorów systemów dystrybucyjnych powraca pewna sporna kwestia. Jako naturalni monopoliści w swojej działalności (ciężko wyobrazić sobie dwa równoległe systemy dystrybucyjne na jednym obszarze) spółki mają regulowaną dopuszczalną stopę zwrotu z własnego kapitału.
Wskaźnik zwany WACC (ang. Weighted Average Cost of Capital — średni ważony koszt kapitału) jest ustalany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki dla każdego operatora oddzielnie, w oparciu o wspólną metodologię. Bazowa wartość dla wszystkich na lata 2023-2028 wynosi ok. 7,5 proc.
Zdaniem krytyków WACC jest obecnie za wysoki i przekłada się na wysokie stawki taryf dystrybucyjnych dla odbiorców oraz nadmierne zyski operatorów (a w konsekwencji całych grup energetycznych). Propozycja obniżenia wskaźnika pojawiła się w zeszłorocznym projekcie ustawy mającej na celu obniżenie rachunków za energię, zaproponowanym przez prezydenta Karola Nawrockiego. Operatorzy bronią jednak swojego stanowiska, twierdząc, że WACC na obecnym poziomie jest niezbędnym warunkiem realizacji inwestycji i stanowi niewielką część opłat ponoszonych przez odbiorców.
Zobacz także: „Jeśli uda się zlikwidować ETS, ceny energii spadną”. Doradczyni prezydenta o systemie handlu emisjami [WYWIAD]
Finansowanie. „Pożyczka nie zmienia fundamentalnej kwestii”
Zapytaliśmy spółki, czy dopływ środków z KPO mógłby ich zdaniem w przyszłości umożliwić obniżenie wskaźnika WACC. Odpowiedzi są raczej ostrożne.
— Pożyczka z KPO stanowi znaczące wsparcie, jednak nie zmienia zasadniczej kwestii; skala transformacji energetycznej wymaga stabilnych i odpowiednich regulacji w zakresie ustalania taryfy za usługi dystrybucji energii elektrycznej — mówi Renata Szczepaniak, rzeczniczka Tauron Dystrybucja. Dodaje również, że finansowanie unijne nie może zastąpić własnych funduszy operatorów, a WACC ustalany przy określaniu taryf dystrybucyjnych musi odzwierciedlać koszty kapitału oraz ryzyko inwestycyjne spółek.
W podobnym tonie wypowiada się Ewa Wiatr z PGE Dystrybucja, mówiąc o potrzebie przewidywalności i stabilności regulacji dla OSD.
— Oznacza to konieczność utrzymania WACC i jego dostosowanie do potrzeb inwestycyjnych związanych z transformacją sektora — zaznacza. Dodaje także, że zwrot z kapitału jest obecnie w całości wykorzystywany przez PGE Dystrybucja na finansowanie rozbudowy i modernizacji sieci.
— W tym kontekście środki z KPO należy traktować jako element struktury finansowania inwestycji, który nie modyfikuje profilu ryzyka regulacyjnego ani biznesowego operatora i nie stanowi przesłanki do automatycznej korekty poziomu WACC — podsumowuje.
„Zbyt niski WACC natychmiast odczują klienci”
Beata Ostrowska z Energi Operator również przekonuje, że wskaźnik nie powinien być obniżony.
— Zbyt niski WACC przede wszystkim ograniczy środki własne na inwestycje po stronie OSD, co natychmiast odczują klienci poprzez wzrost liczby odmów przyłączeń do sieci, zwiększoną awaryjność sieci, spowolnienie rozwoju OZE i transformacji energetycznej — argumentuje, dodając, że w przypadku obniżenia wskaźnika operatorzy poniosą wyższe koszty finansowania zewnętrznego.
Przekonuje również, jak wiele zadań stoi teraz przed przedsiębiorstwem — oprócz wszystkich dotychczas wymienionych, także rozwój elektromobilności czy wsparcie odbioru mocy z morskich farm wiatrowych, a w przyszłości także elektrowni jądrowej.
Jednocześnie firmy dystrybucyjne podkreślają pozytywny wpływ strumienia finansowego z KPO. Magdalena Kordys, wiceprezeska Enei Operator ds. finansowych, wskazuje, że dzięki dotacjom Enea może zwiększać swoje nakłady bez przenoszenia dodatkowych kosztów na odbiorców. — W ostatnich dwóch latach wzrost opłat dystrybucyjnych utrzymywał się poniżej poziomu inflacji, przy jednoczesnym rekordowym budżecie inwestycyjnym — mówi.
Podkreśla, że kluczowym źródłem jest przy tym zwrot z zainwestowanego kapitału, którego wysokość określa WACC. — Uzyskane środki reinwestujemy w dalszą rozbudowę i modernizację sieci, aby sprostać wyzwaniom transformacji energetycznej oraz zapewnić ciągłość i niezawodność dostaw Enei — deklaruje Kordys.
Dziękujemy, że przeczytałaś/eś nasz artykuł do końca. Bądź na bieżąco! Obserwuj nas w Google.