ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRE
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


SPONSORZY
ASSECO
PGNiG
ENEA

Polska Spółka Gazownictwa
CMS

PGE
CEZ Polska
ENERGA





MATERIAŁY PROBLEMOWE

Taryfa jako narzędzie zapewnienia stabilności inwestycyjnej i rozwoju dla przedsiębiortw energetycznych na przykładzie rozwiązań regulacyjnych w Republice Czeskiej
18.05.2020r. 05:26

dr Adam Węgrzyn, dyrektor programowy DISE
Zdaniem ekspertów DISE do najważniejszych stymulatorów rozwoju rynku gazu w Polsce, który należy wzmocnić dla podniesienia rentowności inwestycji w sektorze - jest zapewnienie stabilnego środowiska regulacyjnego.


Wstęp

W poprzednich artykułach stawiałem pytanie - co możemy zrobić dla zwiększenia rentowności każdej złotówki zainwestowanej dzisiaj w gaz ziemny i jego infrastrukturę, jako paliwa przejściowego. Zakładamy także, że działamy pod presją czasu, gdyż prognozowany trend dekarbonizacyjny około roku 2040 w europejskiej energetyce istotnie ograniczy polski rynek gazu, a tym samym zmniejszy rentowność realizowanych inwestycji w gazownictwie czy projektów znajdujących się w fazie eksploatacji.

Zapewnienie w obecnej sytuacji rynkowej stabilnego otoczenia regulacyjnego dla inwestujących w infrastrukturę gazowniczą powinno być priorytetem dla decydentów, tym bardziej, że Polska jest ostatnim z krajów UE, która nie posiada taryf wieloletnich dla operatorów systemów gazowniczych, a poziom stawek ustalany jest w perspektywie dwunastu miesięcy. Taka sytuacja bardzo utrudnia jakiekolwiek długoterminowe planowanie w zakresie rentowności inwestycji i generuje wzrost ryzyka inwestycyjnego dla instytucji finansujących - tym bardziej, że narodowi operatorzy systemów dystrybucyjnego i przesyłowego realizują obecnie kluczowe dla polskiej gospodarki projekty podnoszące bezpieczeństwo energetyczne Kraju - jak Projekt Baltic Pipe w przypadku Gas-System, czy jeden z kluczowych dla transformacji energetycznej Program Przyspieszonej Gazyfikacji Polski do roku 2022 w przypadku PSG.

Zważywszy na powyższe, temat taryfowania długoterminowego w gazownictwie zaczyna być kluczowy.

Analiza rozwiązań regulacyjnych na rynku gazu ziemnego w Republice Czeskiej

W niniejszym artykule przedstawiono odrębną analizę dla Czech w ujednoliconym podejściu obejmującym: dane podstawowe, model taryfowy, długość okresu taryfowego, metodyka wyznaczania przychodu regulowanego, mechanizm stymulowania wzrostu efektywności, podstawowe informacje na temat taryf. Poniżej zaprezentowano najważniejsze informacje na temat rynku gazu i operatorów systemu dystrybucyjnego w Czechach za lata 2017-2018.

1. Informacje ogólne

Tabela 1. Dane podstawowe na temat rynku gazu - Czechy:

Lp. Kategoria Wartość
1. Liczba odbiorców przyłączonych do OSD [mln] 2,8
2. Roczne zużycie gazu [m3] 8,3 mld
3. Przychody segmentu dystrybucji [mln EUR] 564
4. Liczba OSD 76
5. Liczba dużych OSD (ponad 100 000 klientów) 3
6. Łączny udział dużych OSD w rynku 98,5%
7. Regulator rynku Energeticky Regulacni Urad


Źródło: Opracowanie własne

Rynek gazu w Czechach jest rynkiem relatywnie niewielkim (roczne zużycie nie przekracza 10 mld m3). Jest to rynek tranzytowy - przez terytorium Czech przechodzi gazociąg Transgas transportujący gaz ze wschodu od granicy ze Słowacją do granicy niemieckiej. Rynek gazu w Czechach regulowany jest przez miejscowy Urząd Regulacji Energetyki, który przyznaje licencje na działanie na rynku energetycznym, reguluje funkcjonowanie operatorów oraz określa wysokość stawek opłat transportowych, zarówno dystrybucyjnych jak i przesyłowych. Operatorem systemu przesyłowego gazu jest na terenie Republiki Czeskiej Net4Gas.

W roku 2014 rynek gazu w Czechach przeszedł reorganizację, w ramach której połączyło się trzech operatorów regionalnych systemów dystrybucji (OSD). Obecnie sieć dystrybucyjna obsługiwana jest przez: E.ON Distribuce a.s. (Spółka należąca do niemieckiego koncernu E.ON., świadczy usługi dystrybucji na południu Kraju), Prażska Plynarenska Distribuce (świadczy usługi w centralnej części Kraju, obejmującej region Pragi), RWE GasNet s.r.o. (świadczy usługi dystrybucyjne na pozostałym obszarze kraju). Na terenie niektórych miast i regionów działają ponadto lokalni OSD przyłączeni do trzech wspomnianych OSD regionalnych.

2. Najważniejsze akty prawne dotyczące rynku gazu i OSD

Najważniejszym aktem prawnym regulującym funkcjonowanie rynku gazu i energii elektrycznej jest Ustawa dotycząca warunków prowadzenia działalności i administracji państwowej w sektorze energetycznym. Ustawa weszła w życie 30 grudnia 2004 roku. Ustawa określa rolę podmiotów na rynku gazu, tworzy ramy uzyskiwania licencji uprawniających do działania na rynkach energetycznych, ustanawia podstawowe obowiązki Regulatora, precyzuje warunki dla uwolnienia rynku w Republice Czeskiej.

Głównym aktem wykonawczym określającym metodykę ustanawiania wysokości przychodu regulowanego jest Rozporządzenie nr 195/2014 w sprawie regulacji cen na rynku gazowym. Rozporządzenie precyzuje formuły stosowane przy obliczaniu wysokości przychodu regulowanego dla Operatorów OSD i OSP, formuły liczenia współczynników korygujących oraz procedury wyceny majątku trwałego.

Kolejnym istotnym dokumentem regulacyjnym jest Raport Urzędu Regulacji Energetyki dotyczący regulacji rynku dystrybucji gazu ziemnego i energii elektrycznej w IV okresie taryfowym. Raport przedstawia cele, jakimi kieruje się, i zadania, jakie przed sobą stawia Regulator w czasie kolejnych okresów regulacyjnych. Raport nawiązuje do potrzeby skrócenia kolejnego okresu regulacyjnego (tj. okresu V) do trzech lat z uwagi na głębokie zmiany legislacyjne i nawiązuje do potrzeby wydłużenia kolejnych okresów regulacyjnych (tj. VI i kolejnych) do 7-10 lat.

3. Długość obowiązującego modelu taryfowego
Długość okresu taryfowego w segmencie dystrybucji gazu wynosi aktualnie 3 lata. Długość okresów taryfowych zmieniała się na przestrzeni ostatnich lat. Pierwszy okres taryfowy obejmował 3 lata (2002-2004). Następnie doszło do jego wydłużenia do 5 lat (2005-2009) oraz 6 lat (2010-2015). Czwarty okres taryfowy obejmował 3 lata (2016-2019) - został skrócony z uwagi na dynamiczne zmiany legislacyjne. Bieżący okres regulacyjny obejmuje lata 2020 - 2022.

4. Metodyka wyznaczania przychodu regulowanego oraz stawek taryfowych

Kwota dopuszczalnych przychodów na dany rok jest wyznaczana według modelu limitu przychodów połączonym z systemem zachęt. Regulator określa, jaka wielkość przychodów zagwarantuje pokrycie wszystkich wydatków w nadchodzącym okresie (przy założeniu efektywności operacyjnej OSD), oraz zapewni odpowiedni zwrot na regulacyjnej wartości aktywów (RAV - Regulatory Asset Value). Koszty uzasadnione są indeksowane corocznie współczynnikiem inflacji oraz współczynnikiem poprawy efektywności operacyjnej. Na podstawie uzyskanego limitu przychodów oraz prognozy wolumenu sprzedaży, Regulator podejmuje decyzję dotyczące przyszłych stawek taryfowych. Poniżej zaprezentowano schemat metodyki wyznaczania przychodu regulowanego:

Przychód regulowany = koszty operacyjne + korekty kosztów + amortyzacja + (WACC x RAV)

a. metodyka wyznaczania wysokości kosztów operacyjnych alokowanych do taryfy oraz korekta kosztów

Akceptowany przez Regulatora poziom Kosztów operacyjnych OSD wyznaczany jest na bazie poniższej formuły:


gdzie:

Kt − koszty w roku t
K0 - koszty w roku zerowym (średnia arytmetyczna kosztów uzasadnionych prowadzenia działalności za lata 2012 i 2013 wykazanych w sprawozdaniach za lata 2013 i 2014, otrzymana średnia podana jest w cenach za 2015 rok.

Do obliczania bazy kosztów wykorzystywane są dane z przedostatniego roku poprzedniego okresu regulacyjnego. Regulator bada historyczne koszty OSD, które są ekonomicznie uzasadnione i wlicza je do bazy kosztów taryfowych. Przykładowymi kosztami nieakceptowanymi przez Regulatora i tym samym nie wliczanymi do taryfy są: koszty niektórych świadczeń pracowniczych (jak koszty pakietów medycznych, karnetów wejściowych do obiektów sportowych), koszty zaniechanych inwestycji czy koszty uczestnictwa w organizacjach i stowarzyszeniach branżowych.

Baza kosztowa roku bazowego okresu wieloletniego jest w kolejnych latach indeksowana zgodnie z założeniami wieloletniego modelu regulacyjnego o współczynnik inflacji oraz o współczynnik "X", określający oczekiwaną poprawę efektywności działalności operatorów.

Współczynnik inflacji przyjmowany jest w wysokości średniej ważonej indeksu wzrostu cen towarów i usług konsumpcyjnych CPI oraz indeksu wzrostu cen usług biznesowych IPS w proporcji 30% / 70%:



Zgodnie z założeniami wieloletniego modelu regulacyjnego, wysokość kosztów taryfowych wyznaczana jest na bazie formuły uwzględniającej współczynnik poprawy efektywności i jak już wspomniano współczynnik inflacji. W przypadku jednak zaistnienia nieprzewidzianych okoliczności, jak na przykład zmiany sytuacji rynkowej, wprowadzenia nowych technologii lub sprzedaży znacznej części majątku, regulator ma prawo skorygować wysokość przychodu regulowanego danego OSD.

Współczynnik X miał w pierwotnym założeniu być obliczany na podstawie benchmarkingu porównywalnych firm, jednak z uwagi na uwarunkowania rynku czeskiego odstąpiono od tego pomysłu. Regulator na podstawie danych historycznych oraz doświadczeń krajów o porównywalnej strukturze rynku ustalił stawkę zagregowaną na lata 2010-2015 w wysokości 9,25%, jednolitą dla wszystkich OSD. Roczna wartość współczynnika redukcji bazy kosztów "X" wyznaczana jest w następujący sposób:



Z kolei na lata 2016-2019 Regulator ustalił stawkę zagregowaną w wysokości 3%, także jednolitą dla wszystkich OSD.



Wysokość korekty może być ustalona arbitralnie przez Regulatora zgodnie z metodyką opisaną w Raporcie Urzędu Regulacji Energetycznych dotyczącym regulacji rynku dystrybucji gazu ziemnego i dystrybucji energii elektrycznej w IV okresie regulacyjnym.

b. metodyka wyznaczania wysokości amortyzacji

W czasie poprzedniego okresu regulacyjnego Regulator przeprowadził analizy realizacji planu inwestycji i zdecydował o zwiększeniu tempa amortyzacji aktywów o przeszacowanej wartości, tak aby spółki mogły utrzymać wysoki stan nakładów odtworzeniowych (Repex) oraz zwiększyć zakres i poziom nowych inwestycji (Capex). Wysokość amortyzacji stosowana do określenia wysokości przychodu regulowanego ustalana jest na podstawie wartości zaplanowanych przez OSD. Różnice pomiędzy wartościami zaplanowanymi a wykonanymi zostają skorygowane w roku i+2, z uwzględnieniem zmiany wartości pieniądza w czasie. Jeżeli Regulator uzna różnicę pomiędzy zaplanowanymi wartościami a wykonaniem za znaczącą, ma prawo zmienić wysokość amortyzacji w roku i+1.

W roku 2006 Regulator oraz Spółki regulowane wypracowały wspólnie długoterminowy plan inwestycji na okres 15 lat. W oparciu o ten plan Regulator określił wysokość środków inwestycyjnych potrzebnych do utrzymania obecnego poziomu i jakości dostaw. W ostatnim okresie regulacyjnym, Regulator bazując na przeprowadzonych analizach uznał, że wysokość potrzebnych środków zgadza się z zaplanowaną wysokością amortyzacji. Regulator zastrzegł jednak, że zgodnie z ustawą ma prawo do wprowadzenia mechanizmu, który dopilnuje reinwestycji środków w utrzymanie jakości infrastruktury. Obecne praktyki operatorów są zgodne z intencją Regulatora.

Aby zapobiec przeszacowaniu wysokości amortyzacji przez OSD ustanowiono mechanizm, który penalizuje przeszacowanie prognoz o więcej niż 5%:
Jeżeli przeszacowanie nie przekracza kwoty 5% zaplanowanej amortyzacji, to korygowane jest według wzoru:

Jeżeli przeszacowanie nie przekracza kwoty 5% zaplanowanej amortyzacji, to korygowane jest według wzoru:



Jeżeli przeszacowania przekraczają kwoty 5% zaplanowanej amortyzacji, to stosuje się poniższe wzory:

a. w przypadku wystąpienia nadwyżki wynoszącej mniej niż 5% wykonanej amortyzacji dokonuje się korekty o wartość WACC:



b. w przypadku wystąpienia nadwyżki wynoszącej więcej niż 5% wykonanej amortyzacji dokonuje się korekty o wartość inflacji:



gdzie:

KF - wysokość zaproponowanej korekty,
AW - wykonanie amortyzacji,
AP - planowana amortyzacja
PPI - indeks cen przemysłowych

c. metodyka wyznaczania kosztu zaangażowanego kapitału

Koszt zaangażowanego kapitału liczony jest jako nominalny, średnioważony koszt kapitału przed opodatkowaniem, zgodnie z modelem CAPM:



gdzie:

RE - koszt kapitału własnego, wyliczony za pomocą wzoru RE = RFL×ERP gdzie z kolei:
RF to stopa wolna od ryzyka, wyliczona na podstawie średniego oprocentowania 10-letnich obligacji Skarbu Państwa Republiki Czeskiej,
βL to beta lewarowana, czyli współczynnik określający wrażliwość Spółki na ryzyko rynkowe - βL = βUNLEV × [1+(1-T) × D/E] (βUNLEV to beta nielewarowana, wyznaczona przez czeskiego Regulatora na poprzedni okres regulacyjny na poziomie 0,4),
ERP to premia za ryzyko rynkowe, powiększona o ryzyko krajowe Czech. Premia za ryzyko została wyznaczona jako 5% na okres regulacyjny 5 lat. Premia za ryzyko krajowe Czech jest wyznaczana na podstawie baz danych ogłaszanych przez A. Damodarana.

RD - koszt kapitału obcego (długu), wyznaczany przez Regulatora (np. w roku 2014 wynosił 3,78%),
T - wysokość podatku od osób oprawnych CIT,
E - wysokość kapitału własnego Spółki,
D - wysokość kapitału obcego Spółki.

d. metodyka wyznaczania wartości regulacyjnej aktywów

W 2009 roku nastąpiło podzielenie największych OSD w Czechach i z tego powodu ich aktywa zostały ponownie wycenione według wartości odtworzeniowej. Wartość regulacyjna aktywów została ustalona tak, aby nie pogorszyć wskaźników produktywności aktywów trwałych OSD, tj. wartość regulacyjna aktywów została ustanowiona jako większa wartość z (A) wartości odtworzeniowej, lub (B) wartości księgowej, pomnożonej przez współczynnik produktywności aktywów trwałych sprzed podziału. Od 2009 roku zmiana wartości regulacyjnej aktywów zależy od wysokości inwestycji, amortyzacji i odpisów aktualizujących.

e. metodyka wyznaczania dopuszczalnej wysokości nakładów inwestycyjnych i opłat z tytułu przyłączenia do sieci

W Czechach nie istnieją ramy regulacyjne dotyczące akceptacji inwestycji OSD. Nie ma również zaimplementowanej przez Regulatora metodologii szacowania zakresu i poziomu planów inwestycyjnych OSD. Z przeprowadzonych analiz wynika również, że nie są stosowane opłaty z tytułu przyłączenia do sieci.

5. Mechanizmy stymulowania wzrostu efektywności OSD

Podstawowym mechanizmem stymulowania wzrostu efektywności w segmencie dystrybucji gazu ziemnego jest wskaźnik redukcji kosztów "X" (X-factor) ustalany przez Regulatora na kolejne lata taryfowe. Regulator ustala bazę kosztową dla każdego OSD na pięcioletni okres regulacyjny. W trakcie okresu regulacyjnego koszty są indeksowane przy wykorzystaniu współczynnika inflacji CPI oraz dyskontowane współczynnikiem poprawy efektywności X. System ten ma na celu motywowanie OSD do podjęcia działań optymalizujących koszty. Poprawa efektywności kosztowej funkcjonowania OSD pozwala na uzyskanie dodatkowego zysku przez cały kilkuletni okres regulacyjny i jest istotnym z punktu widzenia OSD instrumentem motywującym do podjęcia działań oszczędnościowych.

W ramach mechanizmu promującego wysoką jakość świadczonych przez OSD usług wymagana jest przez Regulatora publiczna deklaracja (tj. w formule pisemnego Oświadczenia) spółek energetycznych o dotrzymaniu wysokiej jakości świadczonych usług dla swoich klientów. Oświadczenie określa oczekiwany poziom świadczonych usług opisany wskaźnikami liczbowymi i jakościowymi, nieprzekraczalny termin rozpatrzywania wniosków klientów o przyłączenie oraz określa kary dla uczestników rynku gazowego. Mechanizm stymulowania wzrostu jakości usług nie jest jednak brany pod uwagę w procesie ustalania stawek taryfowych i nie wpływa w żaden sposób na uzyskiwane przez OSD przychody.

6. Podstawowe informacje na temat metodyki opracowania taryf

Procedura opracowania taryf składa się z czterech etapów:

Etap 1 - OSD są zobligowane do przekazania danych finansowych na temat poniesionych kosztów w roku ubiegłym do 30 czerwca każdego roku z wyznaczonego okresu historycznego na dwa lata przed rozpoczęciem nowego okresu regulacyjnego.

Etap 2 - Regulator przeprowadza analizę danych finansowych OSD i proponuje wysokość przychodu regulowanego i stawek taryfowych na kolejny rok.

Etap 3 - Przeprowadzane są dwutygodniowe konsultacje pomiędzy operatorami a Regulatorem.

W wyniku przeprowadzonych z OSD konsultacji Regulator ogłasza wyznaczone limity przychodów regulowanych na pierwszy rok nowego okresu regulacyjnego.

Etap 4 - W wyniku przeprowadzonych z operatorami konsultacji Regulator ogłasza wyznaczone limity przychodów regulowanych dla OSP i OSD na kolejny rok okresu regulacyjnego.

Tabela 5. Podstawowe informacje na temat taryf dystrybucyjnych gazu - Czechy

Lp. Kategoria Opis
1. Sposób wyznaczania taryfy Organ regulacyjny określa poziom dopuszczalnego przychodu według metodyki ,,koszt plus'' oraz dokonuje zatwierdzenia taryfy.
2. Straty sieciowe Uwzględniane w taryfie.
3. Występowanie jednolitych taryf Struktura taryf jest zunifikowana, jednak z uwagi na zróżnicowany poziom przychodów regulowanych wysokość stawek jest zróżnicowana pomiędzy OSD.


Źródło: Opracowanie własne

W kolejnym artykule zostanie przedstawiona odrębna analiza dla wieloletnich rozwiązań regulacyjnych we Włoszech w ujednoliconym podejściu obejmującym m.in. model taryfowy, metodykę wyznaczania przychodu regulowanego, mechanizm stymulowania wzrostu efektywności oraz podstawowe informacje na temat taryf.
Zobacz także:

Dodaj nowy Komentarze ( 1 )

WIĘCEJ NA TEN TEMAT W SERWISACH TEMATYCZNYCH

KOMENTARZE ( 1 )


Autor: epic 18.05.2020r. 18:50
Po co zatem sztucznie podnosić rentowność - jak Pan pisze: schyłkowej technologii ? A przy okazji promować import,... pełna treść komentarza
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 1 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie


PARTNERZY
PGNiG TERMIKA
systemy informatyczne
Clyde Bergemann Polska
PAK SERWIS Sp. z o.o.
ALMiG
GAZ STORAGE POLAND
GAZ-SYSTEM S.A.
Veolia
PKN Orlen SA
TGE
Savangard
Audax
Tauron
Tauron
DISE
BiznesAlert
Obserwatorium Rynku Paliw Alternatywnych ORPA.PL
Energy Market Observer
Gazterm
Innsoft



cire
©2002-2020
mobilne cire
IT BCE