Długa droga do przyzwoitych sieci

Przeciętny odbiorca energii w Polsce nie ma prądu przez ponad sześć godzin rocznie – wynika z danych Eurostatu. W Unii Europejskiej gorsze wyniki mają tylko 2-3 najbiedniejsze kraje. Dla porównania Niemcy są pozbawieni elektryczności średnio przez pół godziny rocznie, a Brytyjczycy i Francuzi niewiele ponad godzinę.

Inwestujemy mniej…

Słabe wyniki tłumaczyć może wskaźnik inwestycji w przeliczeniu na tysiąc kilometrów sieci. W Niemczech inwestuje się w nie 22 tys. zł, w Wielkiej Brytanii 16 tys. zł, we Francji 10 tys. zł, a w Polsce 6 tys. zł/tys. km.  W krajach, które mają gorsze parametry od nas wydaje się jeszcze mniej.

Rozwiązanie problemu wydaje się proste – jeśli chcemy dogonić Zachód w standardzie dostaw energii, powinniśmy inwestować więcej w modernizację i rozwój sieci.

… chociaż płacimy tyle samo

Problem w tym, że na większe inwestycje potrzeba więcej pieniędzy, a to oznacza wzrost opłat za dystrybucję energii. Tymczasem już dzisiaj polscy odbiorcy płacą za te usługi tyle, ile na Zachodzie. Za dystrybucję płacimy ok. 6 eurocentów za kilowatogodzinę, podczas gdy średnia wysokość tej opłaty w Niemczech to 7 ct/kWh, we Francji 6 ct/kWh, a w Wielkiej Brytanii tylko 4 ct/kWh.

Skoro ponosimy podobne opłaty za dystrybucję energii, to dlaczego nasze spółki energetyczne inwestują w sieci mniej i mają większe problemy z zapewnieniem nieprzerwanych dostaw?

Skąd te różnice?

To rezultat kilku czynników, spośród których duże znaczenie mają zwłaszcza gęstość zaludnienia, zwartość zabudowy i poziom zużycia energii na głowę mieszkańca. W Wielkiej Brytanii i Niemczech gęstość zaludnienia jest niemal dwukrotnie wyższa, niż w Polsce. Tylko we Francji jest o jedną trzecią mniejsza. Natomiast we wszystkich trzech zachodnich krajach dominuje zwarta zabudowa. To zmniejsza koszty budowy i utrzymania sieci średnich i niskich napięć, których jest najwięcej i które są główną przyczyną przerw w dostawach elektryczności.

Co nie mniej ważne, w Polsce zużywamy znacznie mniej energii na głowę mieszkańca niż na Zachodzie. Z jednej strony przeciętny polski dom jest wyposażony w mniejszą ilość energochłonnych urządzeń (klimatyzacji, ogrzewania elektrycznego, pralko-suszarek), a te urządzenia, które mamy są zwykle nowsze i bardziej energooszczędne. Z drugiej koszt energii w portfelu Kowalskiego ma większą wagę niż u Schmidta lub Smitha, dlatego przykłada on większą wagę do oszczędności. Analogicznie wypada porównanie polskich sektorów usług i częściowo przemysłu do zachodnioeuropejskich.

W rezultacie każdym kilometrem sieci energetycznych w Niemczech i Francji przepływa o ok. 70%, a w Wielkiej Brytanii o ponad 130% więcej energii. Tymczasem większość zarobków właścicieli sieci uzależniona jest właśnie od ilości energii przepływającej przez nie. Dzieję się tak dlatego, że odbiorcy za utrzymanie infrastruktury w większości płacą równomiernie do zużycia.

Sytuacji nie zmieniłby także sposób naliczania opłat tak, abyśmy płacili przede wszystkim opłaty stałe, niezależne od zużycia energii – za czym coraz częściej opowiadają się krajowi dystrybutorzy energii. Liczba przyłączonych do sieci odbiorców w Polsce – 17 mln – także nie imponuje w porównaniu z dwukrotnie wyższymi liczbami we Francji i Wielkiej Brytanii i trzykrotnie większą w Niemczech.

Rezerwy efektywności

Częściowo pomagałby natomiast poprawa efektywności działania czterech największych państwowych koncernów. – W każdej spółce dystrybucyjnej są nadal duże rezerwy optymalizacji na poziomie operacyjnym i inwestycji. Wciąż jednak rzadko zamawia się np. usługi na zewnątrz, chociaż na rynku można by je kupić taniej  – mówi nam jeden z menadżerów z branży. Nie wszyscy dystrybutory wyobrażają sobie np. zamawianie energii na pokrycie strat i różnic bilansowych (łącznie to ok. 5% krajowego zużycia energii) poza swoją grupą kapitałową, chociaż na otwartej aukcji mogliby ją kupić taniej.

Na znaczną poprawę efektywności działania trudno jednak liczyć. Nie sprzyja temu państwowa własność i związany z nim wpływ związków zawodowych na zarządzanie, co oznacza troskę o utrzymywanie zatrudnienia. a nie poprawę efektywności. Podczas gdy koncerny obciążają inwestycje w elektrownie i koszty utrzymywania nierentownych kopalń, trudno także oczekiwać, że tworzące je spółki będą zamawiać usługi na zewnątrz, choćby w ramach grup płaciły za nie więcej. Teoretycznie takie subsydiowanie działalności innych spółek z grupy kapitałowej jest niedozwolone, ale różnice w cenach zakupów nie są na tyle wysokie, aby uznać je za nierynkowe.

Jest coraz lepiej

Mimo wszystko spółki dystrybucyjne szybko nadrabiają ogromne zapóźnienia z okresu PRL – podczas gdy w 1990 roku zaledwie 313 tys. przyłączy do odbiorców było podziemnych, dzisiaj jest to już ponad 5,5 mln. Łączna długość linii kablowych wzrosła dwukrotnie. Liczba i moc transformatorów są o blisko 60% większe.

Efektem są szybko poprawiające się wskaźniki niezawodności dostaw, chociaż do ideału – jak podkreśla prezes Urzędu Regulacji Energetyki – jeszcze daleko. – W ostatnich latach zrobiliśmy ogromne postępy, ale to nie oznacza, że mamy już wystarczająco dobre wyniki. Nowy model taryfowania spółek dystrybucyjnych ma motywować do dalszej poprawy tych parametrów – mówił w ubiegłym miesiącu Maciej Bando. Regulator oczekuje, że dystrybutorzy poprawią niezawodność dostaw energii o 50% do 2020 roku.

Zachodu długo nie dogonimy

Na razie jednak nowy model taryfowania będzie się skupiał na klientach przyłączonych do sieci wysokich i średnich napięć, gdzie sytuacja jest relatywnie dobra. Na istotną poprawę niezawodności dostaw do najmniejszych i najbardziej rozproszonych klientów, zwłaszcza na wsiach, jeszcze poczekamy. Nie ma się jednak co łudzić – wyników niemieckich spółek dystrybucyjnych, zarządzanych lokalnie i należących zwykle do samorządów – najprawdopodobniej nie osiągniemy przynajmniej przez kilka dekad. Szybciej dorównać możemy jednak Francji, czy Wielkiej Brytanii.