ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRERynek Gazu
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.


PARTNER SERWISU




Taryfa jako narzędzie zapewnienia stabilności inwestycyjnej i rozwoju dla przedsiębiortw energetycznych na przykładzie rozwiązań regulacyjnych w Republice Federalnej Niemiec
11.05.2020r. 05:09

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 odpowiedniego 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 zaafansowanej fazie eksploatacji.

Dlatego jak zakładam do najważniejszych stymulatorów, który należy wzmocnić dla podniesienia rentowności inwestycji w sektorze gazu jest - zapewnienie odpowiedniego środowiska regulacyjnego, a precyzyjniej korzystnej taryfy.

W pierwszej kolejności chciałbym skoncentować się na propozycji wprowadzenia taryfy wieloletniej dla sektora dystrybucji gazu, czyli m.in. dla PSG jako narodowego operatora systemu dystrybucyjnego gazu i firmy realizującej jeden z kluczowych dla transformacji energetycznej Programów Przyspieszonej Gazyfikacji Kraju do roku 2022, a także dla innych OSD działających na polskim rynku. Zdaniem Prezesa PGNiG gazyfikacja Polski to ważny element strategii tego przedsiębiorstwa, której celem jest zapewnienie rozwoju i bezpieczeństwa krajowego rynku gazu. To także szansa na poprawę jakości powierza. Jego zdaniem inwestycje w sieć gazową wpisują się w strategię europejskiego Zielonego Ładu, bo prowadzą do zmniejszenia emisji nie tylko gazów cieplarnianych, ale i pyłów.

Temat ten staje się także ważny w kontekście roku 2024, czyli terminu, w którym polski regulator powinien zrezygnować z obowiązku taryfowania spółek obrotu gazu dla odbiorców w gospodarstwach domowych i tym samym całkowitej deleguracji rynku sprzedawców energii elektrycznej i gazu. Spółki dystrybucyjne i przesyłowe nadal będą podlegać obowiązkowi przygotowania i przedłożenia do akceptacji przez Prezesa URE Taryf.

Taryfa dla PSG czy Gaz-System jako operatorów dystrybucyjnego i przesyłowego jest podstawowym źródłem przychodów w ramach działalności koncesjonowanej polegającej na transporcie gazu siecią gazociągów. Taryfa więc powinna być skonstruowana w taki sposób, aby pokryć uzasadnione koszty działalości operacyjnej Operatora i zapewnić odpowiedni zwrot z zaangażowanego kapitału. 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 dla PSG i Gaz-System 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 - głównie banków.

Zważywszy na powyższe temat taryfowania długoterminowego w gazownictwie zaczyna być kluczowy - co wykażę w serii najbliższych publikacji dotyczących identyfikacji najlepszych praktyk w obszarze regulacji i taryfowania działalności dystrybucji gazu ziemnego i energii elektrycznej na wybranych rynkach energetycznych krajów członkowskich Unii Europejskiej jak Niemcy, Czechy, Włochy, Holandia, Francja, Wielka Brytania i Polska.

Analiza rozwiązań regulacyjnych na rynku gazu ziemnego w Republice Federalnej Niemiec

W niniejszym artykule przedstawiono odrębną analizę dla Niemiec w ujednoliconym podejściu obejmującym: dane podstawowe, model taryfowy, długość okresu taryfowego, metodyka wyznaczania przychodu regulowanego, mechanizm stymulowania wzrostu efektywności, podstawowe informacje na temat taryf. Zaprezentowano także najważniejsze informacje na temat rynku gazu i operatorów systemu dystrybucyjnego w Niemczech.

1. Informacje ogólne

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

Lp. Kategoria Wartość
1. Liczba odbiorców przyłączonych do OSD [mln] 14,0
2. Roczne zużycie gazu [m3] 88 - 90 mld
3. Przychody segmentu dystrybucji [mld EUR] 5
4. Liczba OSD 711
5. Liczba dużych OSD (ponad 100 000 klientów) 68
6. Łączny udział dużych OSD w rynku 43,2%
7. Regulator rynku Bundesnetzagentur (BNetzA)

Źródło: Opracowanie własne

Republika Federalna Niemiec posiada bardzo zdefragmentowany rynek dytrybucji, w większości kontrolowany przez samorządy lokalne. Krajowa sieć przesyłowa obsługowana jest przez 17 operatorów sieci przesyłowej operujących siecią przesyłową o długości 38 tys. kilometrów. Dwunastu z nich należy stowarzyszenia FNB Gas, którego kluczowym zadaniem jest koordynacja wymiany specjalistycznej informacji pomiędzy OSP. Na terenie Niemiec działa ponad 700 OSD dostarczających gaz do ponad 14 mln odbiorców (tj. punktów wyjścia z systemu dystrybucyjnego) za pomocą ponad 480 tys. kilometrów sieci dystrybucyjnej. Operatorzy w Niemczech różnią się istotnie wielkością obszaru działnia. Największym OSD w tym Kraju jest E.ON Ruhrgas, który odpowiada za dystrybucję gazu na ponad połowie powierzchni Niemiec.

2. Najważniejsze akty prawne dotyczące rynku gazu i OSD

Najważniejszym aktem prawnym w Niemczech regulującym rynek gazu i OSD jest Ustawa w sprawie rynku energetycznego (niem. Energiewirtschaftsgesetz EnWG). Wymieniona ustawa została uchwalona 7 lipca 2005 roku i jest aktem prawnym regulującym kształt rynku gazu i energii elektrycznej w Niemczech.

Z kolei kluczowym dokumentem z punktu widzenia ustalenia wysokości przychodu regulowanego jest Rozporządzenie w sprawie regulacji motywacyjnej na rynkach energetycznych (niem. Verordnung uber die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze ARegV). Rozporządzenie opisuje sposób obliczania poszczególnych składowych przychodu regulowanego, w tym podział kosztów na kontrolowane i niekontrolowane.

Rozporządzenie o wysokości opłat za dostęp do infrastruktury gazowej (niem. Gasnetzzengeltverordnung GasNEV) precyzuje szczegóły wyznaczania wysokości opłat pomiędzy uczestnikami rynku gazowego, co pozwala na efektywne działanie dużej liczby podmiotów zajmujących się sprzedażą gazu oraz korzystających z infrastruktury innych operatorów sieci dystrybucyjnej.

Zgodnie z wymaganiami Ustawy o rynku energetycznym rozporządzeniem precyzującym warunki zawieranych umów dostępu do sieci dystrybucyjnej przez OSD jest Rozporządzenie o dostępie firm trzecich do infrastruktury gazowej (Gasnetzzugangsverordnung GasNZV). Rozporządzenie nakłada na operatorów sieci obowiązek utworzenia standardu wymiany danych dotyczących zmiany dostawcy przez klienta oraz automatyzacje tego procesu.

3. Obowiązujący model taryfowy i długość okresu taryfowego

Obowiązującym w Niemczech modelem taryfowym jest model pułapowy z maksymalnym poziomem przychodów (ang. revenue cap) z systemem zachęt.
Długość okresu taryfowego w segmencie dystrybucji gazu wynosi 5 lat. Długoterminowy model regulacyjny w segmencie dystrybucji gazu został wprowadzony w Niemczech w 2009 roku. Pierwszy okres taryfowy obejmował 4 lata (2009-2012), natomiast drugi obejmował 5 lat (2013-2017).

4. Metodyka wyznaczania przychodu regulowanego oraz stawek taryfowych

Niemiecki model taryfowy zakłada wyznaczenie poziomu przychodów OSD na dany rok według modelu limitu przychodów połączonych z systemem zachęt (tzw. revenue cap). Regulator określa, jaka wielkość przychodów zagwarantuje pokrycie wszystkich wydatków w nadchodzącym okresie (przy założeniu spodziewanej efektywności operacyjnej OSD), oraz zapewni odpowiedni zwrot regulacyjnej wartości aktywów (RAV - Regulatory Asset Value). Poziom przychodów jest ustalany jako suma dwóch kategorii kosztów, których poziom szacowany jest przez regulatora na podstawie benchmarkingu kosztów przedsiębiorstw o podobnej charakterystyce, amortyzacji oraz zwrotu z kapitału: Przychód regulowany = Koszty + Amortyzacja + Zwrot z kapitału.

OSD są zobligowane do osiągniecia przychodów w przedziale od 95 do 105% dozwolonej przez Regulatora kwoty, poprzez odpowiednie dostosowanie pobieranych przez siebie opłat. Przekroczenie limitu przychodów korygowane jest w kolejnym okresie regulacyjnym.

a. metodyka wyznaczania wysokości kosztów operacyjnych alokowanych do taryfy

Zgodnie z podejściem przedstawionym przez Regulatora w Rozporządzeniu ARegV wydatki OSD dzielone są na łączne wydatki kontrolowalne (ang. Total controllable expenditure - Totex) i wydatki niekontrolowalne. Wydatki niekontrolowalne obejmują nakłady inwestycyjne (Capex) i odtworzeniowe (Repex), koszty bilansowania systemu, połowę kosztów działalności badawczo-rozwojowej, koszty koncesji, opłaty i podatki nie skarbowe oraz opłaty za międzyoperatorskie usługi przesyłowe będące w pełni przenoszone w taryfie. Koszty te nie stanowią bazy do optymalizacji poprzez wskaźnik efektywności. Z kolei wydatki kontrolowalne zdefiniowano jako wszystkie pozostałe wydatki związane z działalnością regulowaną OSD i składające się z części tzw. kosztów efektywnych i nieefektywnych.

Aby określić jaka część środków wydawana jest efektywnie, Regulator analizuje efektywność wszystkich działających na rynku niemieckim OSD biorąc pod uwagę ich poziom i strukturę wydatków oraz parametry infrastrukturalne (takie jak liczba punktów wyjścia z systemu, liczba gazomierzy czy wielkość obszaru, na którym świadczone są usługi). Następnie Regulator przeprowadza benchmarking kosztów z użyciem metod ekonometrycznych DEA i SFA1, którego efektem jest przypisanie do każdego OSD z osobna współczynnika efektywności kosztowej. Iloczyn kosztów kontrolowalnych i współczynnika efektywności to koszty efektywne, jakie według analiz powinna ponosić spółka OSD w danym okresie regulacyjnym (tj. koszty kontrolowalne x współczynnik efektywności = koszty efektywne). Część nieefektywna kosztów jest redukowana corocznie przez Regulatora, tak aby wyeliminować koszty nieefektywne do końca wyznaczonego okresu regulacyjnego.

Operatorzy obsługujący mniej niż 15 tys. klientów mogą ubiegać się o uproszczoną procedurę, dzięki której ich efektywność ustalana będzie w wysokości średniej ważonej efektywności innych firm działających na rynku. W pierwszym okresie regulacyjnym ustalono wysokość tej wartości na poziomie 87,5% , w drugim okresie regulacyjnym (tj. od 1 stycznia 2014 do 31 grudnia 2018 roku) na poziomie 89,8%.

Całość kosztów kontrolowalnych korygowana jest corocznie o:
  • współczynnik inflacji, liczony jako zmiana wskaźnika inflacji CPI w stosunku do roku bazowego,
  • współczynnik zmiany produktywności firm ustalony dla sektora. Obecnie wynosi on 1,5% rocznie i jest wyznaczany przez Regulatora na okres regulacyjny na podstawie danych historycznych,
  • współczynnik zmiany zakresu świadczonej działalności. Jeżeli obszar działania OSD zmienia się trwale oraz w znaczącym stopniu, to OSD może zwrócić się do Regulatora o rekalkulację wysokości ustalonego wcześniej przychodu regulowanego.
Dodatkowo koszty efektywne są indeksowane tzw. wskaźnikiem niezawodności świadczonych usług przez OSD.

b. metodyka wyznaczania wysokości amortyzacji

W celu wyznaczenia wysokości amortyzacji stosowana jest metoda liniowa. Okres amortyzacji sieci dystrybucyjnych gazu wynosi w Niemczech od 30 do 55 lat, w zależności od rodzaju aktywa trwałego (tj. o zróżnicowaniu decyduje materiał a którego wykonany jest gazociąg, średnica gazociągu itp.). Na potrzeby ustalenia amortyzacji do celów taryfowych, aktywa nabyte przez OSD po 1 stycznia 2006 roku wyceniane są na poziomie wartości ceny zakupu. Natomiast aktywa nabyte przed 1 stycznia 2006 roku wyceniane są w zależności od sposobu ich finansowania:
  • aktywa finansowane kapitałem własnym (udział kapitału własnego powyżej 40% sumy
  • pasywów) są wyceniane według ich wartości odtworzeniowej,
  • aktywa finansowane kapitałem obcym (udział kapitału obcego powyżej 60% sumy pasywów) są wyceniane według ich wartości historycznej.
c. metodyka wyznaczania kosztu zaangażowanego kapitału

Koszt zaagażowanego kapitału liczony jest na podstawie efektywnej struktury finansowania. Koszt kapitału własnego liczony jest za pomocą modelu CAPM przez Regulatora na okres regulacyjny i wynosi obecnie 9,05%. Według tej wartości wyceniany jest kapitał własny nieprzekraczający udziału 40% w całkowitych pasywach Spółki. Koszt części kapitału własnego, która przekracza 40% struktury kapitałowej Spółki OSD, wyceniany jest według stopy procentowej bezpiecznych obligacji wyemitowanych na rynku niemieckim. Do obliczenia tego wskaźnika stosuje się średnią arytmetyczną rentowności długoterminowych obligacji spółek publicznych, obligacji korporacyjnych i hipotecznych z ostatnich 10 lat, ogłaszaną przez Niemiecki Bank Federalny. Prezentowane oprocentowanie jest dużo niższe niż koszt kapitału własnego, który w latach 2014-2018 wynosił 4,19%. Jest to więc motywacja do utrzymania struktury kapitałowej nieprzekraczającej udziału kapitału własnego wyższego niż 40%. Koszt kapitału obcego został ustalony na poziomie 3,8%, a średnioważony koszt kapitału w poprzednim okresie regulacyjnym wynosił 5,9%.

d. metodyka wyznaczania dopuszczalnej wysokości nakładów inwestycyjnych

Regulator akceptuje Plan Rozwoju każdego z OSD, który jest odzwierciedleniem potrzeb rozwojowych w zakresie infrastruktury OSD oraz gwarantuje stabilny rozwój Spółki w okresie regulacyjnym. Operator musi wystąpić o akceptację Planu Rozwoju nie póżniej niż przed końcem pierwszego kwartału roku poprzedzającego rozpoczęcie okresu regulacyjnego.

Nakłady inwestycyjne są uwzględniane w przychodzie regulowanym poprzez zastosowanie współczynnika rozwoju sieci EF (ang. expansion factor). Wartość wskaźnika jest uzależniona od dwóch zmiennych: liczby nowych przyłączy (50% wagi) oraz zasięgu terytorialnego prowadzonej działalności (50% wagi).

Przychód regulowany dla OSD wyznaczany jest zgodnie z następującą formułą:



gdzie:
  • Rt - przychód regulowany w roku t,
  • C(ni,t) - suma kosztów niezarządzalnych OSD dla roku t,
  • C(iB, 0) - suma kosztów zarządzalnych efektywnych OSD dla roku odniesienia,
  • Vt - procentowy wskaźnik redukcji nieefektywności indywidualny dla każdego OSD w roku t,
  • Ci - suma kosztów zarządzalnych nieefektywnych OSD,
  • CPI - wskaźnik cen towarów i usług konsumpcyjnych,
  • XF - wskaźnik redukcji kosztów "X", wyznaczony na podstawie bazowej wartości wskaźnika dla pierwszego roku okresu - 1,50%:
    • XF2013= 0,0150 = 1,50%
    • XF2014= 1,0150 x 1,0150 -1 = 0,0302 = 3,02%
  • EF - współczynnik rozwoju sieci (ang. expansion factor),
  • Q - składnik jakościowy (obecnie niewdrożony na rynku gazu ziemnego),
  • t - indeks przyjmujący wartości od 1 do 5 oznaczający rok okresu taryfowego.

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. Jest on wyznaczany w oparciu o benchmarking całkowitych kosztów (Totex) wszystkich OSD na terenie Niemiec z ostatnich czterech lat. Metody benchmarkingowej analizy kosztów kontrolowalnych w bezpośredni sposób promują redukcję kosztów OSD, ponieważ do kwoty przychodu regulowanego zaliczane są jedynie koszty efektywne. Wskaźnik X został ustalony na następującym poziomie: 1,25% dla pierwszego roku w przypadku pierwszego okresu taryfowego oraz 1,50% dla pierwszego roku w przypadku drugiego okresu taryfowego.

Podstawowym mechanizmem promującym wysoką jakość świadczonych usług jest możliwość nałożenia przez Regulatora kary za niską niezawodność świadczonych usług.

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 każdym roku z wyznaczonego okresu historycznego na dwa lata przed rozpoczęciem nowego okresu regulacyjnego.

Etap 2 - Regulator przeprowadza analizę danych finansowych OSD poprzez zastosowanie metody benchmarkingu poniesionych kosztów w grupach porównywalnych OSD. Wyznacvzane są limity przychodu regulowanego dla poszczególnych OSD, które następnie przekazywane są do konsultacji przedsiębiorstw energetycznych.

Etap 3 - W wyniku przeprowadzonych z OSD konsultacji Regulator ogłasza wyznaczone limity przychodów regulowanych na pierwszy rok nowego okresu regulacyjnego.

Etap 4 - OSD na podstawie ustalonego limitu przychodów kalkuluje stawki taryfowe dla poszczególnych grup klientów. Regulator nie zatwierdza taryf.

Tabela 2. Podstawowe informacje na temat taryf dystrybucyjnych gazu - Niemcy

Lp. Kategoria Opis
1. Sposób wyznaczania taryfy Organ regulacyjny określa poziom dopuszczalnego przychodu regulowanego. Dystrybutor ustala na tej podstawie wysokość stawek taryfowych.
2. Straty sieciowe Uwzględniane w taryfie.
3. Występowanie jednolitych taryf Brak - taryfy indywidualne na każdego OSD.

Źródło: Opracowanie własne

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

Przypisy:

1 DEA (ang. Data Envelopment Analysis) i SFA (ang. Stochastic Frontier Analysis) są metodami szacowania efektywności przedsiębiorstw opierające się na danych wejściowych (np. kosztach operacyjnych, roboczogodzinach, zaangażowanym kapitale) i danych wyjściowych (np. wolumen sprzedaży, liczba punktów wyjścia z systemu). Obie metody pozwalają określić krzywą możliwości produkcyjnych, czyli wielkość produkcji jaka możliwa jest do uzyskania przy danym poziomie kosztów czy zaangażowanym kapitale).
Zobacz także:

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




cire
©2002-2020
Agencja Rynku Energii S.A.
mobilne cire
IT BCE