Proces określania taryf dystrybucyjnych zawsze był dużym wyzwaniem, zarówno dla przedsiębiorstw energetycznych, jak i dla Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Przez wiele lat regulacji podlegały zintegrowane pionowo przedsiębiorstwa, które oprócz działalności dystrybucyjnej zajmowały się obrotem energią elektryczną. W kolejnych latach URE musiał zmierzyć się z kwestią konsolidacji spółek dystrybucyjnych, a obecnie regulacji podlegają dystrybutorzy wydzieleni ze zintegrowanych pionowo przedsiębiorstw energetycznych.

Koszty operacyjne

Sposób wydzielenia Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD) był przeprowadzony w różny sposób. Różnice te dotyczyły nie tylko umiejscowienia dystrybutorów w strukturze grup kapitałowych, ale również przyjętego modelu biznesowego ich funkcjonowania. Poszczególni OSD pewne funkcje i procesy niezbędne do wykonywania działalności podstawowej realizują samodzielnie z wykorzystaniem własnego majątku, inni kupują pewne usługi w grupie lub poza grupą. OSD posiadają również przychody z innych źródeł.

Jedną z najważniejszych zmiennych wykorzystywanych do kalkulacji taryf, obok zwrotu z wartości regulacyjnej aktywów (WRA) i ceny zakupu energii elektrycznej na potrzeby pokrycia różnicy bilansowej, jest poziom kosztów operacyjnych. Przewidywalność poziomu taryf była do tej pory ograniczona. W kolejnych latach możemy spodziewać się pewnej stabilizacji w zakresie WRA i ceny zakupu energii elektrycznej, których przyczyn nie omawiamy w tym artykule. Do rozwiązania pozostaje jeszcze kwestia poziomu kosztów operacyjnych.

Wykorzystywany obecnie model regulacyjny zakłada tzw. pułapową metodykę taryfowania, tzn. określony jest pułap przychodów dla pierwszego okresu regulacji, korygowany w kolejnych latach o współczynnik X. Współczynnik ten określa oczekiwany poziom poprawy efektywności funkcjonowania przedsiębiorstwa. Zmienne do modelu zostały określone w oparciu o model ekonometryczny pozwalający, zdaniem URE, na ustalenie uzasadnionego poziomu kosztów operacyjnych. Nie jest jednak jasne, czy i w jaki sposób model ten uwzględnia rzeczywisty poziom kosztów operacyjnych i możliwe do przeprowadzenia działania proefektywnościowe po wydzieleniu OSD. Niezwykle ważne jest więc wypracowanie nowego podejścia do modelu kosztowego, który obowiązywałby od roku 2011.

Modele europejskie

Dla porównania warto spojrzeć na modele regulacji taryf dystrybucyjnych przyjęte w innych krajach, np. w Austrii czy w Wielkiej Brytanii. W krajach tych regulację pułapową poprzedzała bądź uzupełniała tzw. regulacja stopy zwrotu. Regulacja ta bazowała na rzeczywistych kosztach ponoszonych przez operatorów, pomniejszonych o ewentualne korekty efektywności. Uzupełnieniem tego modelu było precyzyjne określenie wymogów raportowania regulacyjnego, zawierającego szczegółowe dane na temat poziomu i charakteru rzeczywistych kosztów operacyjnych. Dzięki temu regulatorzy dysponowali szczegółową wiedzą na temat procesów biznesowych, kategorii kosztowych i poziomu kosztów poszczególnych operatorów, a także możliwości w zakresie uzasadnionego ekonomicznie poziomu redukcji tych kosztów. Informacje te wykorzystywane były następnie do regulacji pułapowej.

Potrzebne zmiany

W Polsce nie dokonano odpowiedniej aktualizacji modelu regulacyjnego po przeprowadzeniu unbundlingu (rozdział własnościowy wytwarzania i przesyłu energii – red.). Wydaje się, że obecnie – półtora roku przed zakończeniem obowiązywania obecnego okresu regulacyjnego – jest najlepszy moment do podjęcia takich działań. W pierwszej kolejności analizom poddana powinna zostać szczegółowa struktura kosztów i procesów biznesowych operatorów. Pozwoli to na identyfikację zarówno przyczyn ewentualnych odchyleń rzeczywistych kosztów wynikających ze specyfiki danego operatora od poziomu kosztów przejętych w modelu kosztowym stosowanym przez regulatora, jak i potencjalnych nieefektywności. Następnie należy wprowadzić mechanizm dojścia do odpowiedniego poziomu efektywności. Punktem wyjścia powinny być koszty operatora, pomniejszone o nieefektywności o charakterze krótkookresowym, a punktem dojścia – koszty pomniejszone o inne zidentyfikowane nieefektywności, przy czym współczynnik korekcyjny powinien zostać zsynchronizowany z uzgodnionymi z operatorem działaniami. Ostatecznie taryfa nie powinna uwzględniać zidentyfikowanych nieefektywności, powinna jednak brać pod uwagę specyfikę danego operatora. Jeżeli spowoduje to, że koszty będą nadal wyższe od oczekiwań regulatora, regulator powinien podjąć rozmowy z operatorem w zakresie potencjału dalszej restrukturyzacji.

Przyjęte rozwiązanie w krótkim okresie powinno doprowadzić do urealnienia cen, natomiast w dłuższej perspektywie ukierunkuje działania operatorów na poprawę efektywności. Spowoduje także, że rynek energii będzie się rozwijał, a inwestycje odtworzeniowe i rozwojowe będą realizowane. A co najważniejsze – proponowany model powinien skłonić OSD do odpowiedniego zarządzania kosztami. Wydatkujmy środki tam, gdzie to jest potrzebne, aby w dłuższym horyzoncie czasowym móc ograniczać koszty.