Ei au arătat că nu putem avea nici securitate a aprovizionării și nici prețuri rezonabile fără investiții masive în sistem, de la producție și stocare, la transport și distribuție, inclusiv digitalizare.
Evenimentul, transmis în direct atât pe toate platformele Profit.ro, cât și la postul de televiziune Prima News, a fost organizat cu sprijinul Federației Asociațiilor Companiilor de Utilități din Energie (ACUE), A.S. &Partners (Artenie Secrieru & Partners), Auchan, BCR, Banca Transilvania, D&B David și Baias, Electrica Furnizare, ENGIE, Hidroelectrica, Nova Power and Gas, OMV Petrom, OX2, PPC, Premier Energy, Salt Bank, Tinmar Energy, Transelectrica, Transgaz, alături de Federația Patronală a Energiei (FPE) ca partener instituțional
Ministrul Energiei, Bogdan Ivan, a deschis conferința anunțând că prețul pe kWh pentru consumatorul casnic poate ajunge la 1 leu - 1 leu ”și un pic” în urma discuției cu producătorii și cu furnizorii, prin stabilirea unor mecanisme foarte clare. Acesta a invitat reprezentanții companiilor din domeniu să discute stabilirea unor astfel de mecanisme într-un grup de lucru.
Ministrul Ivan a arătat că nu este însă vorba de o plafonare a prețului pentru consumatorul casnic.
”E foarte tentant să vii și să spui plafonăm la 1 leu. Cred că cu măsuri atât de brutale nu vei reuși niciodată să câștigi încrederea piaței și a partenerului economic. Cred foarte mult că măsura asta putem să o facem pentru toți consumatorii casnici din niște mecanisme foarte clare, împreună cu producătorii și cu furnizorii, într-o discuție aplicată punctual pentru consumatorul casnic.
Și sunt niște mecanisme pe care cred că le știm cu toții, nu aș vrea să intru acum în detaliu, eu vreau să spun doar că vreau să fim parteneri în gândirea asta și din punct de vedere economic poate să fie un calcul care să ne ducă la 1 leu, 1 leu și un pic atunci când vorbim despre prețul la consumatorul casnic. Mă refer prețul final cu toate accesoriile și cu toate tarifele plus taxe și TVA”, a afirmat ministrul Energiei, care a invitat producătorii și furnizorii să discute aceste mecanisme în acel format deschis de grup de lucru pe care l-a creat de la începutul mandatorului.
”Va fi o formulă în care atingem și un element foarte important de stabilizare, de reducere a inflației, pentru că șocul de la 0,68 la 1,50-1,55 lei, știți și dumneavoastră, în societate a fost unul devastator, plus toate știrile și breaking news-urile care au venit după asta.
Deși avem 3,7 milioane de consumatori care au în medie un consum de 100 de kWh pe lună și plăteau 70 de lei, iar acum plătesc 150 de lei, nu e o sumă uriașă, dar în același timp mediatic vorbind e x2, iar acest lucru poate să aibă impact pe orizontală și acest lucru se vede în toate produsele și serviciile pe care noi le consumăm”, a declarat ministrul.
În lipsa acestor centrale, țara noastră s-a afla într-un deficit masiv de energie. Totodată, în lipsa unui aviz de la Bruxelles pentru menținerea centralelor, România este pasibilă de plaat a 1 miliard euro Comisiei Europene, cât toate măsurile de reducere a deficitului luate de Guvernul Bolojan.
Ministrul Ivan a arătat însă că speră ca Bruxelles-ul să își dea acordul pentru menținerea centralelor pe lignit cel puțin pentru această iarnă, dacă nu chiar să amâne cu un an termenul închiderii.
“Acum definitivez cu colegii de la CE Oltenia scenariile de lucru, mâine plec la Bruxelles să negociez, până vineri vom avea o poziție foarte clară a Comisiei pe jalonul 119 din PNRR, referitor la închiderea centralelor pe cărbune.
Au fost dispuși să redeschidă acum o lună de zile, după ce am prezentat un studiu de adecvanță făcut de colegii de la Transelectrica, în care erau 4 scenarii, iar unul dintre ele arăta clar când anumite condiții, în lipsa grupurilor pe cărbune de la CE Oltenia, riscăm cu adevărat să avem un deficit masiv de energie și în acel scenariu suntem în cazul în care vom închide aceste centrale la 31 decembrie.
În situația în care nu vom reuși să-i conving și vom ajunge în situația de a le păstra cu riscul de a primi o colecție financiară de minimum 1 miliard de euro, toate măsurile din pachetul 1 și 2 de restrângere a cheltuierilor bugetare, de creștere a venitorilor, vor fi anulate de penalitatea de minimum 1 miliard de euro pe care o vom plăti Comisiei Europene pentru faptul că nu ne-am atins țintele asumate de către România prin PNRR”, a spus ministrul.
El a amintit că, în urma studiului de adecvanță al sistemului energetic românesc prezentat la Bruxelles, a reieșit că România se va confrunta cu presiuni enorme în această iarnă în scenariul în care aceste centrale vor fi oprite și a mai spus că România va plăti penalități de un miliard de euro dacă nu vor fi închise.
“Dacă vom ajunge în situația de a le păstra și a ajunge la această corecție de un miliard de euro, toate măsurile Guvernului din pachetul 1, din pachetul 2, vor fi anulate de această penalitate pentru că România nu și-a atins țintele asumate prin PNRR”, a spus Ivan, care s-a declarat însă optimist că Bruxelles-ul va înțelege situația.
“Am luat 1,6 miliarde de euro pentru a închide capacitățile pe lignit și pentru a le înlocui cu capacități pe gaze, solar și storage. Pe partea de solar, împreună cu Petrom suntem aproape de finalizare (parcuri fotovoltaice de circa 550 MW în asociere Petrom-CEO – n.red.). La cele două centrale pe gaze (Turceni 475 MW și Ișalnița 850 MW – n.red.) suntem în proceura de achiziție, am făcut rost de resurse pentru a cește bugetul și sperăm să le avem în aproximativ 2 ani. Ar trebui să ajungem la 2.200 MW stocare până la finalul anului viitor, vom intra și cu centrala de la Iernut” a explicat ministrul.
“Sunt foarte multe detalii complicate, vom negocia cu Comisia și sper că vom putea să evităm penalizarea de un miliard de euro și să trecem iarna aceasta fără să fie presiuni suplimentare asupra sistenului energetic”, a mai spus Ivan.
El și-a exprimat convingerea că va exista deschidere din partea Comisiei, iar până la finalul acestei săptămâni va convinge Comisia Europeană cu o amânare de cel puțin câteva luni, dacă nu până la finalul anului viitor.
”Vom putea să evităm penalizarea României cu un miliard de euro și vom putea în același timp să trecem această iarnă într-o formă în care să nu punem și mai multă presiune asupra pieței de energie din România, să fim și mai mult dependenți de importuri, statistic dovedite la prețuri foarte mari, iar între timp să putem să intrăm cu Iernutul în producție și cu Mintia. (...)
E critic să trecem această iarnă, acesta este mesajul, l-am negociat la nivel politic la nivel tehnic, cred foarte mult că și cei din comisie înțeleg cât de important este să păstrăm acest lucru cel puțin încă o perioadă și am speranța că vom reuși să amânăm cel puțin în această iarnă închiderea grupurilor ”, a declarat Ivan.
El a arătat că banii din PNRR au fost alocați pentru a înlocui capacitățile de producție a energiei electrice pe linii cu noi capacități de producție bazată pe gaz, solar și pentru înmagazinare de energie- storage.
”În momentul de față, pe proiectul solar și storage, cu OMV Petron, suntem într-o formă avansată și, în mod normal, anul viitor ar trebui să fie finalizată construcția care încă nu a început, iar la nivelul celorlalte două centrale pe gaz suntem în procedură de achiziție publică. Am deschis, ca să zic așa, ofertarea către mai mulți concurenți și mai multe tehnologii și am făcut rost de resurse pentru a crește bugetul pentru că vorbeam de bugetare făcută în anul 2022, iar prețurile s-au schimbat de atunci să intrăm în linie dreaptă și în aproximativ trei ani să le avem înapoi”, a mai spus ministrul.
Conform calculelor privind capacitățile de stocare, România ar trebui să ajungă la o putere totală instalată a capacității de stocare până la finalul anului viitor de circa 2200 de MW.
Bogdan Ivan a arătat că au fost efectuate până în prezent plăți în valoare de 890 milioane lei.
”Am făcut plăți de 890 de milioane lei. Avem în momentul de față în procesare documente de 1,8 milioane. Mai avem disponibil cash în conturi încă 880 de milioane și am cerut un miliard la rectificare și am primit. Suntem capabili să plătim la Ministerul Energiei 1,8 miliarde de lei”, a spus ministrul Ivan.
Acesta a arătat, însă, că protrivit procedurii legale, plățile trebuie validate de autoritatea de reglementare, dar speră ca avizele să vină rapid, iar ministerul să poată debloca plățile.
Comunicarea din sectorul public în ce privește sectorul energetic este afectată de un număr foarte mare de mesaje apocaliptice, care anunță blackout-uri iminente, facturi triplate și cel mai mare preț la energie electrică din lume, iar acestea decredibilizează comunicarea tehnică din partea instituției și a industriei, a atras atenția George Niculescu, Președintele Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) . "Marțienii pot și ei veni într-un viitor apropiat, dar nu știu cine o să fie primii, blackout-uri sau extraterestri."
"Împreună ar trebui să facem puțină ordine în ceea ce înseamnă comunicare publică. Pentru că de o perioadă de timp vedem că toate mesajele care sunt în spațiu public sunt apocaliptice și în afară de câțiva stropi de ploaie afară nu am văzut mare lucru să se întâmple. De la blackout-uri anunțate că se vor întâmpla iminent sau în 2026, până la facturi triplate și cel mai mare preț la energie electrică din lume, sunt niște lucruri care, oricât de mult am vorbit noi de indicatori de performanță, de stocare și faptul că autoritatea de reglementare a tăiat tarifele de distribuție pentru cantitatea de energie stocată și celelalte tarife și taxe, oricât de mult am vorbit despre reglementări moderne, cum ar fi market maker-ul și așa mai departe, spațiul public, atat timp cât este invadat de acest fake news, într-un mod repetat și organizat, nu o să facă altceva decât ...
Nu există acum un risc iminent în ce privește situații de blackout (pană de curent de amploare) în România în perioada următoare, a explicat acesta
"Nu plătim cel mai mare preț la energie electrică din lume, nici din Europa, nici din galaxie. Ca să fie foarte clar, nu cred că o să avem blackout imminent, nu știu ce înseamnă imminent, dacă vorbim de el și îl poziționăm în 2026, imminența asta cred că dispare. Marțienii pot și ei veni într-un viitor apropiat, dar nu știu cine o să fie primii, blackout-uri sau extraterestri", a declarat Niculescu.
Mesajul privind securitatea sectorului energetic ar trebui promovat și întărit, inclusiv de către reprezentanții industriei.
"Vedem că nu am avut niciun fel de problemă cu furnizarea sau cu aprovizionarea cu gazele naturale în nici o iarnă, nu am oprit niciun consumator în a-și desfășura activitatea economică pentru a economisi gaze naturale pentru populație și lucrurile acestea singure se dovedesc a fi false, însă cred eu că este și datoria unora dintre noi, din instituții publice, poate și din piață, să iasă și să explice dacă, într-adevăr, în România este cel mai mare preț la energie electrică din lume sau din Europa. Văd furnizori la mese, sunt și cu mine în panel, poate că mesajul acesta trebuie întărit și de industrie", a spus Niculescu.
Afirmațiile referitoare la piața energiei, inclusiv la prețuri, ar trebui verificate.
"Au furnizorii din România cel mai mare preț la energie electrică pentru consumatorul casnic sau non-casnic din lume? A verificat cineva factura unui consumator casnic din Mexic, spre exemplu, sau din Chile, să vadă cât plătește? Putem să afirmăm lucrurile astea cu nonșalanță, fără să ni se întâmple nimic? Dacă vin și spun eu că avem cel mai mic preț la energie din lume, verifică cineva această afirmație?", a arătat președintele ANRE.
A explicat totodată că producția distribuită de energie și micro-rețelele de distribuție se vor dezvolta în viitor și în România, iar Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei va veni cu licențiere.
″Foarte interesantă întrebarea. Este un fapt că producția (de energie – n.r.), în România și peste tot, nu mai este centralizată. Micro-grid-urile (micro-rețelele – n.r.) sunt un fenomen care, mai devreme sau mai târziu, îl vom vedea și la noi, cât se poate de sănătos dezvoltat. Asta înseamnă că trebuie să avem producție distribuită și micro-rețele de distribuție care să deservească o comunitate. Trebuie foarte bine reglementate comunitățile de energie, un subiect care mie mi-e drag. Și atunci, evident că Autoritatea de Reglementare va veni și cu licențierea acestor micro-sisteme″, a spus George Niculescu.
De asemenea, ANRE va discuta în perioada următoare cu Transelectrica, pentru a vedea dacă se poate implementa cu succes, funcțional de la început, mecanismul de licitații de capacitate. Noua reglementare ar trebui să îi departajeze pe cei care se racordează la rețea de cei care fac doar proiecte, astfel încât rețelele să nu mai fie "artificial blocate de proiecte fantomă care nu se vor racorda niciodată".
"În ce privește licitațiile de capacitate, o reglementare pe care mi-am dorit-o încă de la începutul mandatului, am spus că trebuie găsit un filtru în așa fel încât să îi departajăm pe cei care fac proiecte și pe cei care racordează la rețea proiecte. Și am la stânga mea pe cineva care mai devreme spunea că nu poate să aibă acces la rețea pe cât de mult și-ar dori, pentru că rețelele sunt artificial blocate de proiecte fantomă care nu se vor racorda niciodată. Și atunci, de aceea, modificarea regulamentului de racordare, în sensul în care făceam alocarea de capacitate într-un mod competitiv și, în plus, puneam și niște garanții, tocmai pentru ca intenția să devină realitate, megawații să nu fie pe hârtie, să fie în rețea", a spus Niculescu.
Noul mecanism aflat în lucru ar trebui să fie complet operațional de la început.
"Aici, cred că trebuie să avem, în perioada următoare, o discuție cu colegii de la Transelectrica, ca să vedem dacă putem să implementăm de la 1 ianuarie cu succes, fără să mai dăm rateuri cum statul și instituțiile de stat în general poate că au mai dat rateuri în ultima perioadă. Vrem să facem un lucru care este funcțional de la început, foarte bine funcțional de la început și pentru asta o să am discuții cu colegii de la Transelectrica, să vedem exact cum operaționalizăm foarte bine acest lucru", a explicat șeful ANRE.
De anul viitor, va fi introdus un mecanism de alocare prin licitație a capacităților disponibile de racordare, pentru limitarea volumului imens de solicitări, dar și pentru creșterea veniturilor aflate la dispoziția operatorilor pentru investiții în extinderea, întărirea și modernizarea rețelelor.
Astfel, alocarea de capacitate de rețea se va face prin licitație pentru
a) racordarea locurilor de producere a energiei electrice noi, cu puterea instalată a instalațiilor de producere a energiei electrice mai mare sau egală cu 5 MW;
b) acordarea unui spor de putere pentru evacuare în situația amplasării la un loc de producere/de consum și de producere existent a unor instalații de producere a energiei electrice suplimentare/instalații de stocare cu puterea instalată mai mare sau egală cu 5 MW;
c) racordarea la un loc de consum existent a unor instalații de producere a energiei electrice/instalații de stocare cu putere instalată mai mare sau egală cu 5 MW.
Hidroelectrica trece printr-un an hidrologic complicat, comparabil cu 2015, în care compania intra în insolvență, însă lucrurile stau diferit azi, datorită liberalizării pieței de energie, care a adus prețuri sustenabile, față de cele reglementate care aduseseră compania în stare să nu mai funcționeze, spune Bogdan Nicolae Badea, CEO Hidroelectrica.
Datorită pieței libere a energiei, una dintre principalele companii producătoare de curent din România, Hidroelectrica, rămâne o entitate cu cifre solide, chiar dacă resursele de apă din acest an sunt similare cu cele din 2015, care au dus atunci compania în insolvență.
“Pe primele șase luni, datele hidrologice arată o situație care amintește de momentul critic în care compania a intrat în insolvență, în 2015. Însă, spre deosebire de acea perioadă, astăzi Hidroelectrica este o companie profitabilă, stabilă și cu rol de pilon al sistemului energetic.
În 2015, compania nu avea investiții majore în derulare și funcționa ca o anexă a marilor furnizori, livrând energie la preț de cost plus 5%. Prețul era mic. Dar se vede că nu acesta este modelul de business într-o economie de piață”, a afirmat Bogdan Nicolae Badea.
“Prețul la energie este o dezbatere eternă. A fost și când era 0,28 de lei (Kwh), este o problemă și 0,5, 0,6 lei (...) Piața liberă este singura soluție pentru un preț corect, iar diversificarea este esențială”, a spus el, detaliind și care sunt motivele prețului actual mare la energie.
“Tranziția către un sistem de energie verde a însemnat un cost extraordinar de mare, pe care Europa și l-a asumat prin reglementări foarte dure în ceea ce privește decarbonizarea. Acestea au generat efecte majore nu doar în România.
Certificatul de carbon, de exemplu, a pus o presiune foarte mare atât pe zona de cărbune, cât și pe zona de gaz, crescând într-un ritm accelerat. Sigur, combinat cu efectele pandemiei și cu jocurile pe care le făcea Rusia într-o anumită perioadă cu prețul la gaz, acestea au generat primele creșteri importante de preț al energiei la nivel european. A venit și războiul, iar lucrurile s-au accentuat. Iată-ne astăzi într-un sistem energetic românesc dezechilibrat, în care am avut foarte multe ieșiri ale capacității în bandă”, spune Badea.
Chiar și în condiții de piață liberă și afectată de crize externe, costul suportat de consumatori ar putea fi ceva mai mic decât în prezent dacă România ar avea capacități de stocare a energiei, astfel încât vârfurile zilnice de consum să fie în echilibru cu vârfurile de producție.
“În România situația este agravată (pentru prețul total mare al energiei - n.r.) de lipsa capacităților în bandă. Nu mai avem capacități de stocare. Avem foarte multe instalări în capacități de energie regenerabilă – ceea ce este foarte bine –, doar că acest lucru trebuie să vină la pachet și cu capacități în bandă și de echilibrare. Să nu mai avem aceste variații de preț [în aceeași zi] în cursul serii și dimineții (...) Avem 7-8 intervale orare cu prețuri foarte mici sau chiar negative.
Și avem alte intervale orare cu niște prețuri exagerate. Cheia este să mutăm din acea energier în surplus pe seară. Și acest lucru se face cu stocare. Asta vom face pe toate centralele pe care le avem pe firul apei. Suntem pregătiți și acum pentru iarnă și vom interveni în sistem pe zona de echilibrare ”, spune oficialul.
Hidroelectrica investește astăzi în stocare și în mai multe surse de energie, într-un parc eolian, în fotovoltaic clasic și unul flotant.
Oficialul Hidroelectrica invocă și exemple concrete de transformare: achiziția UCM Reșița, considerată strategică pentru păstrarea expertizei industriale, și revenirea Hidroserv, compania de servicii intrată în insolvență în 2016, dar care este acum sănătoasă financiar și în expansiune.
Conducerea companiei a criticat și schema de plafonare a prețurilor, pe care o consideră un mecanism artificial: „Nu vezi acești bani pe factură, dar ei sunt luați din bursele de merit sau din alte cheltuieli bugetare. Practic, am mutat banii dintr-un buzunar în altul, fără să rezolvăm problema de fond.”
'Actualul sistem de compensare-plafonare a mutat banii românilor dintr-o parte în cealaltă, pentru că tot de la bugetul de stat se susțin aceste compensări. Cu alte cuvinte, nu vezi acești bani pe factura de energie electrică, dar trebuie să tai din bursele de merit ale copiilor, din zona de administrație.
Până la urmă, am luat dintr-un buzunar, am pus în altul și problema nu s-a rezolvat. Eu cred că sunt două soluții la așezarea prețului energiei într-o zonă echilibrată. Prima soluție este una sistemică - și aici toți actorii importanți din sectorul energetic trebuie să investească - și Hidroelectrica face asta, investește în primul rând în diversificare.
Avem un parc eolian în operare astăzi. Investim foarte mult în zona de stocare și încercăm să combinăm sursele regenerabile, energia hidro, fotovoltaic, fotovoltaic flotant', a menționat Bogdan Nicolae Badea.
Potrivit acestuia, există 7-8 intervale orare cu prețurile foarte mici și altele cu prețuri exagerate.
'Avem 7-8 intervale orare cu prețuri negative sau oricum cu prețurile foarte mici. Și avem alte intervale orare cu niște prețuri exagerate. Cheia este să mutăm din acea energie în surplus pe seară. Și acest lucru se face cu stocare. Asta vom face pe toate centralele pe care Hidroelectrica le are pe firul apei, pentru că acolo nu putem să ținem apa pe o perioadă foarte lungă de timp, așa cum se întâmplă în marile lacuri de acumulare.
Ne-am pregătit de iarnă, ca de fiecare dată și în acest an, cu toate că hidrologia nu ne ajută foarte tare, dar suntem pregătiți pentru a interveni, așa cum am făcut-o de fiecare dată în sistemul energetic național pentru a acoperi și vârfurile de consum și zona de echilibrare.', a adăugat Bogdan Nicolae Badea.
Intervențiile în piața energiei din partea statului duc la prețuri "obișnuite" false. Furnizorii mari au sume importante de recuperat de la bugetul de stat, iar acestea se simt, în final, în prețul către consumatorul final, semnalează Ionuț Dună, Directorul general al PPC Energie.
„Astăzi nu există echilibru între cerere și ofertă. Rolul furnizorului este să achiziționeze energia de pe piață pentru a o livra clienților, dar lipsa investițiilor în producție generează dezechilibre”, a spus Dună.
El a subliniat că liberalizarea pieței este obligatorie, după ani în care prețurile au fost ținute artificial jos. „Prețul de 0,68 lei/kWh, considerat referință, nu era un preț real al pieței. S-a creat premisa unei energii ieftine care, în realitate, nu există”, a explicat directorul PPC Energie.
Potrivit acestuia, concurența ajută, dar trebuie să fie una corectă, în condițiile în care furnizorii mari au sume importante de recuperat de la bugetul de stat. „Toate aceste întârzieri se simt, în final, în prețul către consumatorul final”, a adăugat Dună.
Șeful PPC Energie a atras atenția și asupra faptului că programul de sprijin nu ține cont de diferențele mari de consum între gospodării. „Un tânăr care locuiește singur consumă 100 kWh pe lună, în timp ce o familie cu șase copii, fără gaz și cu încălzire electrică, consumă peste 500 kWh. Programul trebuie să se concentreze pe clientul final care are cu adevărat nevoie de sprijin, pe consumatorul vulnerabil”, a afirmat el.
Pentru echilibrarea pieței, compania promovează produse care încurajează mutarea consumului în intervalele în care energia are preț negativ. „Este nevoie de investiții în digitalizare și în smart metering, pentru ca și clientul final să fie educat să își mute consumul acolo unde este nevoie. Imediat după ieșirea din schema de plafonare, am lansat produsul Ore Smart, care exact asta promovează”, a spus directorul PPC Energie.
În opinia sa, piața nu poate funcționa sustenabil fără reguli clare și investiții masive. „Este nevoie de o piață liberă, pentru că doar așa se generează acel echilibru. Și da, este nevoie de investiții în infrastructură, digitalizare și producție. Piața liberă înseamnă cerere și ofertă”, a conchis Ionuț Dună.
Franck Neel, membru Directoratul OMV Petrom, responsabil cu activitatea de Gaze și Energie, avertizează că România nu este departe de riscul unui blackout. Semnalează că exportul de energie ieftină și importul de energie scumpă arată dezechilibrele structurale din sistemul energetic românesc.
A avertizat că România se află în continuare aproape de riscul unui blackout, din cauza reglementărilor excesive și a lipsei de investiții în capacități de stocare.
„În 2019, când am venit la evenimentul vostru, din cauza reglementărilor foarte stricte, exista riscul de blackout. Din păcate, ceea ce am văzut anul acesta pe piață arată că nu suntem foarte departe de acel scenariu”, a spus Neel.
El a explicat că măsurile dure au afectat încrederea investitorilor și au frânat proiectele mari. „Am fost pe punctul de a închide centrale pe gaz, din cauza impozitării masive pentru a susține schemele de prețuri. A fost o perioadă foarte dificilă și este extrem de complicat să gestionezi o centrală pe gaz în aceste condiții”, a precizat oficialul OMV Petrom.
Potrivit lui Neel, piața energetică funcționează în prezent în dezechilibru. „Exportăm electricitate ieftină și importăm electricitate scumpă. Aceasta este situația actuală, care are legătură cu portofoliul de producție al României”, a afirmat el.
El a pledat pentru contracte pe termen lung și parteneriate stabile, care să ofere garanții investitorilor. „De ce să mă angajez pe termen lung, dacă nu știu ce se va întâmpla mâine? Dacă reglementările se schimbă și peste un an intru în faliment, investițiile sunt blocate. Este nevoie de garanții, iar statul nu ar avea costuri mari pentru a le oferi”, a spus reprezentantul OMV Petrom.
Neel s-a arătat totuși optimist în privința viitorului, subliniind că sunt în derulare proiecte majore. „Avem 3.000 de MW, jumătate fiind în construcție. Avem 1,4 GW nuclear, cel puțin 2.000 de MW pe baterii, iar gazul vine repede. Investițiile există, dar trebuie să ne asigurăm că nu schimbăm regulile jocului”, a declarat el, făcând referire și la proiectul Neptun Deep.
Pe termen scurt, însă, piața are nevoie de stabilitate fiscală, mai ales pe zona de trading. „Trebuie să acordăm timp pieței să se adapteze și să regândim taxele pe trading. Lichiditatea ajută furnizorii să facă hedging. În sectorul gazelor, unii traderi evită România din cauza taxelor. Când este nevoie să importăm gaz, acesta trece prin România tocmai din cauza acestor bariere fiscale”, a concluzionat Franck Neel.
Discuțiile cu investitorii nu privesc prevederile legale, ci mai degrabă aspectele de strategie și de piață, întrebările acestora către consultanți vizând detalii despre strategia guvernului sau obiectivele clasei politice, a transmis Adina Guțiu, Counsel, Head of Energy and Natural Resources, D&B David și Baias.
"Aspectul de strategie se referă la ce își dorește statul român de la piața de energie și unde vrea s-o ducă. Am avut o schemă de suport, ea a început ca o modalitate de sprijin într-un anumit context, ca o măsură temporară, și a durat mai mult decât era necesar asupra unei categorii mai largi decât era util sau benefic. Prin urmare, piața a fost distorsionată masiv.
Apoi am văzut tot felul de scheme și limitări în ceea ce privește traderii. Lucrăm cu unul dintre cei mai mari traderi globali, iar apetitul de intrare pe piață românească sau de revenire pe piața românească este redus tocmai din cauza acestor bariere.
Prima discuție legată de strategie este ce își dorește statul român în realitate. Vrem să transformăm Hidroelectrica sau Romgaz în niște firme de ajutor social, în niște firme de non-profit de facto, pe care vrem să le folosim în scop electoral sau de mulțumire a populației sau vrem să le lăsăm să fie niște jucători de piață așa cum trebuie să fie.
Un jucător local sau străin știe că niciodată nu are cum să se lupte împotriva statului. El așteaptă să vadă unde vrea să meargă statul pentru a se poziționa adecvat. Așa se întâmplă în toată lumea.
Toată lumea așteaptă claritate, mai ales pe piața de furnizare", spune Guțiu.
"Ei se uită foarte pragmatic, se uită unde este clientul viitor, nu mai vorbesc de schemele de sprijin.
Orice business de pe lumea asta trebuie să fie viabil economic, pe baza unor considerente financiare.
Din acei 50.000 de MW securizați prin ATR (Aviz Tehnic de Racordare - n.r.), experiența mea de piață îmi spune că 50% din proiecte, probabil, nu sunt viabile din cauza deficiențelor de reglementare, și sunt conservatoare în această estimare.
Întrebarea este ce le oferim sau ce le promitem investitorilor mari, care au puterea de a susține proiecte mari, serioase. O altă întrebare: vrem să rămânem cu investitorii din piață sau să atragem și alți investitori globali și, dacă vrem să-i atragem, cu ce vrem să-i atragem?
Estimarea mea este că în acest moment, din cei 50.000 MW, nu cred că se vor face mai mult de 20%. Bun, hai să zicem că se vor face 20%, și atunci vine următoarea întrebare: cine va fi clientul final?", spune reprezentantul D&B David și Baias.
Guțiu credecă, deși s-au terminat alegerile, România a rămas într-o dimensiune populistă și foarte electorală și nimeni nu pune punctul pe i.
"Etapa energiei electrice ieftine s-a terminat, de multișor. Trebuie să schimbăm discursul, generăm populației, și nu numai, niște așteptări nerealiste în ceea ce privește energia, care s-ar putea să fie decontate politic la următorul ciclu electoral, pentru că vedem în prezent discursuri de genul “gazele românilor”. Care gazele românilor? Gazele aparțin acelor societăți care investesc ca să le aibă. Prin urmare, vor avea o strategie economică, comercială, ca să dispună de ele, iar statul trebuie să se ajusteze.
Nu ne putem aștepta ca, în numele securității energetice, o industrie întreagă să meargă pe pierderi doar pentru a vinde idei iluzorii, până la urmă.
Dincolo de educarea consumatorilor cu privire la consum, hai să educăm connsumatorii cu privire la așteptări, și anume tranziția energetică o să coste, investițiile care trebuie realizate o să coste foarte mult și, până la urmă, vor fi plătite de consumatorii casnici și industriali", a afirmat reprezentantul D&B David și Baias.
În opinia lui Guțiu, jucătorii din zona energetică au nevoie de stabilitate legislativă și fiscală pentru a construi niște planuri de investiții, care să nu fie schimbate la fiecare 6 luni.
"Avem nevoie, de asemenea, de cât mai puține ingerințe în piață, pentru că piața trebuie să funcționeze liber. Și așa ajung la al doilea punct, regulile de guvernanță.
Statul impune companiilor de stat reguli de guvernanță și asta e foarte bine, dar cred că este un moment bun să vorbim de regulile de guvernanță pe care statul roman trebuie să le respecte.
Și poate este un moment bun să ne aplecăm asupra lor.
Am avut un ciclu electoral profund, în care toată lumea a încercat să mulțumească publicul larg, dar din care am ieșit, din păcate, cu niște obiceiuri nesănătoase, la care este bine să renunțăm. Primul obicei: declarații bombastice, totul este bine, este frumos, este în grafic, cu toate că timp de trei ani nu s-a realizat nimic.
Al doilea obicei: ingerințe bruște în piață, de la o zi la altă, ca să mulțumim publicul, să dea bine să nu pierdem alegerile.
Al treilea: declarații contradictorii la nivelul guvernului, la nivelul autorității de reglementare.
Noi trebuie să înțelegem cum văd investitorii străini acest zgomot general și că pentru ei este mult mai importantă stabilitatea și predictibilitatea decât, poate, până la un punct, un procent anume în materie fiscală", a spus directorul D&B David și Baias.
Guțiu a amintit și de discuțiile publice cu privire la listarea unor pachete suplimentare la Romgaz și Hidroelectrica, cu scopul de a ajuta bugetul de stat, de a genera lichiditate suplimentară la bursă.
"Noi cerem companiilor de stat să fie eficiente, să mențină producția actuală, să investească în surse alternative de energie cu aceleași resurse financiare, cu costuri în creștere, le-am cerut să intre și pe piața de distribuție ca să ajute statul. Romgazului i-am cerut să finanțeze Neptun Deep, i-am cerut să finalizeze centrala de la Iernut, i-am cerut să facă trading în Republica Moldova, pentru România și-a asumat securitatea energetică a Republicii Moldova, i-am cerut să facă diversificare, i-am cerut să analizeze să preia o firmă care nu are fundamente economice, pe care un lanț global nu a putut s-o facă profitabilă și ne așteptăm ca niște oameni fără experiență în industrie s-o facă și, peste toate astea, ne așteptăm să salveze și bursa și bugetul de stat în urma listării unui pachet suplimentar de acțiuni. Trebuie să fim realiști", a mai spus reprezentantul D&B David și Baias.
Investitorii din domeniul energetic sunt în expectativă din cauza lipsei de predictibilitate legislativă și fiscală care să manifestă în România, a declarat Cristi Secrieru, Partener la AS & Partners.
"Din perspectivă fiscală, avem un istoric care nu încurajează echilibru dintre cerere și ofertă, nu-l încurajează pentru că avem o contribuție și un mecanism de protecție pentru societate care și-a pus amprenta adânc asupra modului în care a funcționat piața, mecanism care nici în momentul de față nu și-a epuizat efectele. Mă refer aici la mecanismul de compensare și apendicele acestuia, respectiv fondul de tranziție energetică și sarcina fiscală pe care acesta a presupus-o, respectiv plata contribuției.
Spun că nu s-a încheiat pentru că, după cum bine știm, dacă tot vorbeam de legislație secundară voluminoasă în zona de captare a dioxidului de carbon, în zona contribuției la fondul de tranziție energetică vorbim de un singur act care ar trebui să fie adoptat și care nu a fost adoptat după 5 luni de la adoptarea legislației primare.
În opinia acestuia, din punct de vedere fiscal, în momentul de față există o responsabilitate foarte mare la nivelul autorităților de a lucra într-o sinergie și de a lucra într-un mod consecvent, predictibil, care să ofere actorilor din piață acea constanță și acea încredere că pot să investească, că este un mediu investițional stabil în România, pentru că în ultimii ani am văzut cum se pasează responsabilitatea între ministere, respectiv între Ministerul Energiei și Ministerul Finanțelor.
"Vedem cum acest mecanism, care istoric este cel mai important factor de stres, nu a reușit să fie gestionat în mod consecvent de către autorități și a generat până la acest moment datorii foarte mari la bugetul de stat față de jucătorii din piață, pe de o parte, și. pe de altă parte, un beneficiu care, cuantificat, nu știu dacă a fost cel scontat pentru întreaga perioadă pentru consumatori, și cu siguranță foarte multă incertitudine cu privire la modul în care va fi închis până la urmă, având în vedere că încă așteptăm să se pronunțe Curtea Constituțională cu privire la această contribuție", a spus reprezentantul consultantului.
Contribuția la fondul de tranziție energetică se alătură altor două sarcini fiscale pentru jucătorii din industrie, spune Secrieru.
"Aceste două sarcini le-am văzut apărând sau dispărând la nivel de intenție din partea autorităților, respectiv impozitul minim pe cifra de afaceri și impozitul special, care a apărut intempestiv și este menținut în mod cu totul și cu totul nejustificat și care apasă jucătorii din industrie și care afectează în mod direct investițiile.
Atunci când vorbim de o investiție în zona energiei electrice, spre exemplu un parc eolian, avem o nevoie de stabilitate fiscală și legislativă timp de 5 ani, interval care în România pare o eternitate, pe care nu reușim să o menținem în mod consecvent pozitivă pentru mediul de afaceri, și de aici cred că avem această espectativă din partea acestuia.
Perspective pozitive pentru piața energiei din România există, asta-i clar, avem un preț interesant pentru investitori și, astfel, există o perspectivă de investiție.
Avem o piață dinamică, cu anumite particularități, care particularități permit un proces speculativ și generator de profituri, care stimulează investițiile, dar cu toate acestea există expectativă în rândul investitorilor", a mai spus Partenerul AS & Partners.
Pe de altă parte, în România, procesul birocratic este foarte stufos.
"Colac peste pupăză, vine mediul fiscal cu problemele pentru anii care urmează, în speță 2026 și 2027. Dincolo de sarcinile specifice, respectiv impozitul special, se vor adăuga impactul generat de modificarea sistemului de impozitare a proprietății. Acest impact va fi major, pentru că discutăm de o creștere semnificativă a tot cea ce înseamnă taxare la nivel de active", a spus Secrieru.
Electrica SA mizează pe investiții de peste 150 milioane euro anual în distribuție, pe extinderea în producția de energie regenerabilă și pe digitalizarea furnizării, în timp ce piața energiei se reașează după perioada de reglementare. Compania pregătește 1.000 MW instalați până în 2030, cu baterii integrate, pentru a-și echilibra expunerea și a stabiliza profitabilitatea la nivel de grup, a transmis Ștefan Frangulea, CFO al Electrica SA.
Ștefan Frangulea a subliniat că, deși segmentul de furnizare aduce cea mai mare parte a veniturilor, adevărata contribuție la EBITDA vine din zona de distribuție. El a explicat că furnizarea rămâne o piață extrem de competitivă, unde marjele sunt reduse, iar performanța depinde tot mai mult de controlul costurilor și digitalizare.
„Zona de furnizare e o zonă foarte competitivă, unde trebuie să muncești foarte mult ca să faci niște marje de profit care nu sunt deloc mari. Trebuie să te focusezi pe atenția la controlul costurilor, digitalizare, care are două zone de impact – satisfacția clientului și costurile”, a declarat Ștefan Frangulea, CFO Electrica SA.
El a explicat că perioada schemelor de sprijin a fost una de presiune majoră pentru companie, mai ales din perspectiva profitabilității și a prefinanțării acestora. Electrica a fost nevoită să contracteze credite suplimentare de peste 500 milioane de euro pentru a acoperi prefinanțarea, ceea ce a generat costuri financiare suplimentare care au erodat marjele.
„Noi am luat undeva la echivalent peste 500 de milioane de euro credite suplimentare pentru a prefinanța schema de sprijin și care nu sunt legate de nevoia noastră de capital de lucru. Din vreo 7 miliarde depuse cereri am încasat vreo 6,5 miliarde până acum, se vede efortul autorităților de a plăti din această sumă venită din urmă, dar costurile financiare au erodat din acea marjă de furnizare”, a explicat Frangulea.
O altă presiune a venit din costurile cu echilibrarea, însă, odată cu ieșirea din schema de sprijin, compania privește cu încredere evoluția pieței. CFO-ul Electrica susține că liberalizarea treptată va permite o funcționare mai sănătoasă a mecanismelor de piață și, implicit, beneficii pentru consumatori.
În același timp, Frangulea a subliniat importanța digitalizării și a prognozelor precise pentru o furnizare eficientă. Creșterea numărului de contoare inteligente și analiza datelor în timp real vor permite un echilibru mai bun între consum și achizițiile de energie.
„Pentru businessul de furnizare este esențială pe termen lung creșterea capabilităților de prognoză, de analiză a real time data, ceea ce presupune și mai multe contoare inteligente, astfel încât să pot face un matching cât mai bun între curba mea de consum agregată și cum achiziționez energie pentru intervalele respective”, a adăugat el.
Pe partea de distribuție, Electrica investește anual minimum 150 milioane de euro, cu intenția de a crește această sumă odată cu îmbunătățirea reglementărilor privind rentabilitatea activelor. Modernizarea rețelelor este esențială pentru integrarea prosumatorilor și a noilor surse regenerabile.
„Ne uităm chiar să creștem această investiție în măsura în care zona de reglementare devine mai interesantă. E o nevoie reală de investiții în rețeaua de distribuție, pentru că toată transformarea sectorului energetic se bazează pe distribuitori mai digitalizați, mai flexibili, capabili să gestioneze congestiile și conectările noilor parcuri solare”, a afirmat Frangulea.
În paralel, compania accelerează dezvoltarea segmentului de producție, pe care îl consideră crucial pentru stabilitatea financiară a grupului. În 2021, singurul an în care Electrica a înregistrat pierdere, lipsa capacităților proprii de producție a fost un factor decisiv.
„Dacă în 2021 aveam 500 MW în producție, rezultatul ar fi fost în the black. Practic, volatilitatea prețurilor mă afectează pe distribuție și furnizare, dar pe zona de producție, dacă prețurile cresc, pot să beneficiez”, a explicat el.
Toate proiectele noi de generare vor include baterii de stocare, esențiale pentru echilibrarea rețelei și valorificarea producției solare în orele de vârf.
„Am ajustat toate proiectele astfel încât să le prevedem cu baterii, chiar și pe cele care nu erau gândite de la început cu asta. Bateriile sunt esențiale pentru a muta excesul de producție din solar spre peak-ul de seară și pentru a balansa producția regenerabilă, care este impredictibilă”, a spus Frangulea.
Obiectivul companiei este clar: 500 MW în producție până în 2027 și 1.000 MW până în 2030, proveniți din surse regenerabile – vânt și solar – alături de 900 MWh capacitate de stocare.
„Suntem cu toate proiectele în linie dreaptă, până la sfârșitul anului avem 50 MW puși în producție. Avem toată încrederea că ținta de 1.000 MW până la finalul lui 2030 este acolo”, a declarat CFO-ul Electrica SA.
Finanțarea pentru aceste proiecte este deja asigurată, inclusiv prin emisiunea de eurobonduri din vara acestui an, care a atras un interes semnificativ din partea investitorilor internaționali.
„Am ridicat și finanțarea pentru aceste proiecte cu emisiunea de eurobonduri din vară, care a fost recepționată cu foarte mare succes. Există un interes major din partea investitorilor internaționali pentru proiecte în România și pentru companiile din România”, a conchis Ștefan Frangulea, CFO Electrica SA.
Daniela Dărăban, Director Executiv al Federației Asociațiilor Companiilor de Utilități din Energie (ACUE), a explicat că majorările recente ale facturilor la energie nu reflectă o creștere artificială, ci revenirea la prețurile reale după perioada plafonării. Ea a atras atenția asupra întârzierilor mari în decontările către furnizori, a cerut soluții rapide de la ANRE și a subliniat că România nu a plătit niciodată mai mult pentru energie decât restul Europei. Totodată, a pledat pentru reducerea TVA și eliminarea accizei din facturi, argumentând că energia nu este un bun de lux.
Ea a precizat că discuțiile despre creșterile de prețuri la energie sunt adesea distorsionate de mesaje alarmiste venite din zona politică, nu din cea a industriei. În opinia sa, „industria face datoria în privința campaniilor de informare a clienților”, iar atunci când sunt vehiculate acuzații privind creșterea tarifelor, ar trebui prezentate și datele concrete care stau la baza acestor afirmații.
„Din nefericire, mesajele alarmiste vin din zona politică sau decizională de cele mai multe ori.
Motiv pentru care cred că ar trebui să tragem o linie atunci când se vehiculează astfel de informații și poate decidentul sau reprezentantul politic care le aduce să le și susțină cu date și cifre”, a declarat Daniela Dărăban, Director Executiv ACUE.
Potrivit acesteia, „da, prețul a crescut față de cât avea românul în perioada plafonării, dar să ne amintim că România a stat sub plafon din 2021, într-o perioadă când prețul final pentru clientul final era 0,68 lei pe kWh și 0,80 cu plafon maximal de 1,3 lei – preț final, cu toate taxele incluse.”
Dărăban a subliniat că în perioada în care România aplica plafonul, prețul energiei pe piața spot era mult mai mare, ajungând la 1,36 lei/kWh în martie 2022 și chiar 2,26 lei în august același an. Prin urmare, consumatorul român nu s-a confruntat niciodată cu prețul real al energiei în perioada crizei.
„Totuși, nu s-a confruntat niciodată clientul român cu prețul real din perioada crizei, absolut niciodată”, a punctat ea.
Referindu-se la schema de compensare, Daniela Dărăban a explicat că miliardele de lei care urmează să fie decontate furnizorilor nu reprezintă profituri, ci sumele prefinanțate de aceștia pentru a acoperi diferențele dintre prețul real și cel plafonat.
„Aceste valori de decontat reprezintă energia plafonată. Nu sunt bani pe care furnizorii îi cer pentru că așa au chef, ci bani pe care i-au cheltuit deja, au prefinanțat această schemă și există costuri de finanțare pentru asta”, a explicat ea.
Reprezentanta ACUE a subliniat și nevoia unei soluții rapide din partea Autorității Naționale de Reglementare în Energie (ANRE) pentru accelerarea procesului de analiză a cererilor de decontare. În prezent, sunt depuse cereri de decontare în valoare de 8,3 miliarde de lei, însă ritmul actual de recunoaștere este mult prea lent.
„Așteptăm o soluție reală din partea ANRE pe accelerarea capacității de analiză a cererilor depuse. În acest ritm nu vom ajunge într-o perspectivă de timp mediu, adică de trei ani, să analizăm ceea ce este depus la ANRE”, a afirmat Daniela Dărăban.
Ea a mai adăugat că România nu a plătit niciodată mai mult decât media europeană pentru energie, diferențele fiind determinate de modul în care fiecare stat intervine pentru sprijinirea consumatorilor. În opinia sa, politicile de ajutor ar trebui să fie mai bine direcționate și să nu fie puse pe umerii operatorilor privați.
„Există două strategii care ar trebui abordate mai serios, dar nu puse în sarcina operatorilor privați din piață. Noi stăm într-o competiție cu un preț stabilit din pix, pentru că 0,68 și 0,80 au fost stabilite administrativ, iar acum ne mirăm că a crescut prețul”, a spus ea.
În privința consumatorilor casnici, Dărăban a criticat lipsa promovării platformei prin care românii pot beneficia de sprijin direct. Deși Guvernul estima circa două milioane de beneficiari, până în octombrie doar 900.000 s-au înscris.
„În loc să stabilim administrativ cât e prețul pe piață, de ce nu îi învățăm pe oameni să se înscrie în acea platformă, în care au un voucher de 50 de lei?”, a punctat reprezentanta ACUE.
Ea a mai observat că, odată cu ridicarea plafonului generalizat din 1 iulie, piața a devenit mai competitivă, iar ofertele de energie pentru consumatori au înregistrat reduceri, nu creșteri.
Totodată, Dărăban a cerut reducerea TVA și eliminarea accizei din facturile de energie, considerând că acestea nu mai sunt justificate.
„Plătim două tipuri de contribuții la buget. TVA-ul, care culmea, a crescut, nu s-a redus, dar ne dorim să reducem factura. Eu recomand puternic să se reducă TVA-ul și atunci va fi o reducere a facturii. Și acciza, care este pentru bunuri de lux. Eu cred că energia nu e bun de lux. Ar trebui să avem un calendar de scoatere a accizei din factură, pentru că nu-i mai văd scopul”, a explicat Daniela Dărăban.
În ceea ce privește infrastructura energetică, Directorul Executiv ACUE a insistat asupra importanței investițiilor în distribuție și transport, avertizând că lipsa investițiilor din ultimii 15-20 de ani afectează puternic prețul energiei.
„Prețul de pe piața angro la energie este puternic influențat de faptul că România nu a investit în capacități de producție în ultimii 15-20 de ani. Avem acum proiecte bune, dar dacă nu investim și în rețele, nu vom putea maximiza beneficiile acestor proiecte”, a avertizat Dărăban.
În final, ea a subliniat că operatorii din piață consideră că actualul cadru de reglementare trebuie îmbunătățit, o necesitate recunoscută de toți actorii din industrie.
România are un potențial uriaș în energie regenerabilă, dar infrastructura insuficientă și termenele imposibil de lungi pentru conectare țin în loc investițiile. Din cei 60 GW aflați în diverse faze de autorizare, doar o mică parte vor deveni realitate, avertizează Lăcrămioara Diaconu-Pințea, vicepreședinte și country manager al OX2 România. Compania suedeză, unul dintre cei mai importanți producători și dezvoltatori de proiecte eoliene din lume, construiește în prezent două parcuri eoliene în județul Galați, reprezentând o treime din capacitatea totală aflată în construcție în România.
Reprezentanta OX2 România a explicat că, deși România are o listă impresionantă de proiecte regenerabile, foarte puține ajung efectiv în faza de construcție sau operare.
„Vedem proiecte de circa 60 de GW instalați în diverse stadii de autorizare. Dintre acești 60 de GW, două treimi sunt cu contracte de racordare. Cea mai mare parte este în fotovoltaic, doar cam o treime în energie eoliană”, a declarat Lăcrămioara Diaconu-Pințea.
În realitate, spune ea, doar o mică parte din aceste proiecte avansează spre implementare.
„Din aceste cifre uriașe ne uităm că, în realitate, sunt foarte puțini megawați într-o fază avansată, măcar de construcție, dacă nu chiar de operare. În acest moment, în eolian sunt circa 600 MW în construcție, iar dintre aceștia aproximativ 200 MW reprezintă proiectele noastre.
Avem două proiecte în construcție, în județul Galați: unul deja se apropie de faza de teste, iar al doilea urmează să fie pus în funcțiune în 2027”, a detaliat vicepreședintele OX2 România.
Compania, de origine suedeză, este prezentă pe piață de aproape două decenii și este deținută, de circa un an, de unul dintre cele mai mari fonduri de private equity din lume.
„Rolul nostru este de a atrage acești investitori puternici, care nu au neapărat competențele și forța necesară să intre într-un sector energetic foarte dinamic, cu incertitudini, dar cu un potențial ridicat, cum este cel din România”, a spus ea.
Totuși, obstacolele majore țin de infrastructura de transport a energiei.
„Dacă ne uităm la acești 60 GW, pronosticul meu este undeva la 10-15% proiecte care vor ajunge vreodată să fie construite. Din păcate, ne blochează rețeaua, pe hârtie rețeaua, și ajungem să ne uităm acum la termenele de punere în funcțiune pentru proiecte mai nou venite – 2033. Evident că nu pot să iau o decizie de investiție dacă acum mi se emite o autorizație pentru punerea în funcțiune în 2033. Este ridicol de mult și demonstrează că rețeaua este pe hârtie congestionată”, a subliniat Lăcrămioara Diaconu-Pințea.
Cele două proiecte eoliene OX2 din Galați beneficiază de contracte PPA (Power Purchase Agreement) semnate cu jucători internaționali importanți.
„Primul proiect are PPA 70% pe 12 ani, al doilea 50%. Ambele sunt semnate cu off-takeri internaționali foarte puternici”, a precizat vicepreședintele companiei.
Ea a menționat și interesul tot mai mare al investitorilor pentru contractele CfD (Contract for Difference), care oferă stabilitate financiară în contextul volatilității prețurilor din piață.
„Cele două licitații CfD care s-au încheiat în cursul acestui an în România au atras cu siguranță interes și au demonstrat că România poate fi atractivă și din acest punct de vedere”, a spus Lăcrămioara Diaconu-Pințea.
Cu toate acestea, piața PPA-urilor din România rămâne limitată, ceea ce afectează ritmul investițiilor.
„În PPA-uri nu avem foarte multă tracțiune. Cred că sunt 14-15 PPA-uri care chiar contează, de când s-au reluat în ultimii 2-3 ani. Este explicația din spatele megawaților puțini construiți până acum, mai ales în eolian – e vorba de existența finanțării”, a adăugat ea.
Vicepreședintele OX2 România a explicat că provocările nu țin doar de finanțare, ci și de disponibilitatea contractorilor serioși și de complexitatea proceselor tehnice.
„Există un cumul de activități și competențe: de la dezvoltare și obținerea permiselor până la strategia de achiziții, posibilitatea de a încheia un PPA sau de a-ți asuma niște angajamente într-un CfD”, a explicat Lăcrămioara Diaconu-Pințea.
Ea a remarcat că, la ultima licitație CfD pentru tehnologia eoliană, nici măcar întreaga capacitate disponibilă nu a fost alocată, semn că există încă rezerve în piață.
„Acest lucru reflectă două aspecte: nu sunt suficiente proiecte bune în piață și, pentru unii investitori, există un risc perceput privind conectarea la rețea. Conectarea depinde de lucrările de întărire pe care companiile de transport le au în planurile lor și care se pot implementa mai mult sau mai puțin la timp. Unii investitori preferă să nu își asume acest risc”, a explicat ea.
În ciuda provocărilor, OX2 continuă să mizeze pe potențialul energiei eoliene în România.
„Noi am participat cu două proiecte eoliene în vara aceasta, fiind principala noastră activitate energia eoliană, și am fost câștigători”, a concluzionat Lăcrămioara Diaconu-Pințea.
Grupul de energie și utilități ENGIE a lansat în Franța o ofertă care permite consumatorilor să utilizeze fără niciun cost energia electrică, pe parcusul a 2 ore pe zi, a anunțat Nicolas Richard, CEO ENGIE Romania.
"Este un preț fix pe un an de zile, cu un mic avantaj – timp de 2 ore pe zi electricitatea este gratuită. Poate consuma aceste 2-3 ore pe zi fără niciun cost. Asta este valid doar dacă ai un sistem bine pus la punct, și noi într-adevăr profităm de faptul că energia produsă în exces este transmisă clienților finali. Asta trebuie să facem", a afirmat Richard.
România trebuie să se pregătească foarte bine pentru perioada următoare, printr-o creștere a lichidității pieței, care înseamnă o predictibilitate mult mai mare asupra prețurilor la care furnizorii cumpără gaze, stabilirea pe criterii transparente a schemei de sprijin pentru consumatorii vulnerabili, măsuri de combatere a volatilității în condițiile unor schimbări meteo tot mai mari, respectiv o campanie de informare mai eficientă cu privire la posibilitatea schimbării furnizorului și la beneficiile aduse pentru client de concurența dintre jucătorii din piață, potrivit managerului.
"Trebuie să ne asigurăm că vom avea capacitatea de a cumpăra gaze în viitor și asta este legat de lichiditatea pieței. Dacă nu avem lichiditate degeaba avem 50 de furnizori. Lichiditate înseamnă că trebuie să știm care ar putea fi prețul luna viitoare, trimestrul viitor, anul viitor și peste 3 ani. Noi astăzi nu știm cât este la bursă prețul pentru aprilie anul viitor. Și atunci ne descurcăm cu ce putem găsi altundeva, adică pe piețele din jur", a spus Richard.
Mai departe, este nevoie de o schemă de ajutor destinată consumatorilor vulnerabili de gaze, pe criterii transparente de selecție, în caz contrar fiind afectat prețul gazelor pentru toți consumatorii.
Astfel, vor urma ani cu secetă, cu vânt nu la fel de puternic, cu ploi și fără soare, pentru care furnizorii trebuie să fie pregătiți, a atenționat CEO-ul ENGIE.
Piața de electricitate nu era reglementată, era subveționată, iar din luna iunie ENGIE câștigă mai mulți clienți, 300-350 pe zi, fiind remarcat un dinamism în privința schimbării furnizorului. La rândul ei, piața de gaze este subvenționată dar liberă, ENGIE câștigă și pierde clienți, spune Richard.
România riscă să nu poată acoperi integral consumul de energie electrică, în iarna care urmează și nu numai, chiar dacă mobilizează resursele interne disponibile și apelează la importuri, dar într-o astfel de situație vor fi afectați doar consumatorii industriali, în niciun caz populația, a transmis Directorul Dispecerul Energetic Național (DEN) Transelectrica, Virgiliu Ivan.
"În cazul în care Oltenia și-ar închide capacitățile existente pe cărbune și nu am avea în funcțiune centralele noi de la Iernut și de la Mintia și nici o anumită capacitate instalată în surse de stocare există un risc de neacoperire a consumului la vârfurile de seară de 56 de ore, mult peste limita stabilită la nivel european, de 15 ore. Deci există un risc de neacoperire", a afirmat Ivan, cu referire la concluziile unei analize de specialitate pe criterii probabilistice care ia în calcul, în acest scenariu, inclusiv importurile pe care România le-ar putea realiza.
Cele 56 de ore incluse în analiză nu sunt continue, fiind vorba de un risc care apare în lunile iulie (în condiții de temperaturi foarte ridicate și secetă) și în perioada rece (noiembrie, decembrie, ianuarie, februarie și martie).
"Riscul este foarte mare și de aceea există o preocupare a autorităților pentru asigurarea unor condiții normale pentru iarnă care urmează și sunt eforturi foarte mari – depuse în special de Ministerul Energiei - de a menține Complexul Energetic Oltenia în functiune în perioada următoare. Suntem în discuții avansate cu Comisia Europeană să vedem care sunt aprobările pe care le vom primi pentru perioada următoare. Sunt diverse variante, încă nu avem o decizie", a spus directorul Dispeceratului Național.
Pentru perioada următoare, sunt importante menținerea în funcțiune a celor câteva grupuri de la CE Oltenia dar și punerea la dispoziție a tuturor capacităților de pe piață pentru depășirea perioadelor critice, pe lângă creșterea capacităților transfrontaliere.
Varianta deconectării consumatorilor casnici însă nu s-a pus niciodată, potrivit sursei citate.
"Dacă există un risc de neacoperire a consumului – și există – nu vorbim de o întrerupere în alimentarea cu energie electrică a populației. Nu se pune problema să afectăm populația, este foarte important de știut. Nici atunci când ajungem la situații extreme, de neacoperire a consumului de energie electrică, prin mobilizarea tuturor capacităților de productie, prin importuri, niciodată nu s-a pus problema să deconectăm consumatori casnici. (...) Avem resurse de apă - sunt rezerve, plouă -, avem rezerve de gaze", a spus el.
Pot apărea, însă, defecțiuni în rețelele electrice de transport și distribuție, care să ducă la întreruperi locale.
România are cea mai mare obligație de captare și stocare a dioxidului de carbon (CO2) din întreaga Uniune Europeană, în baza Regulamentului UE Net-Zero Industry Act (NZIA), iar termenul de îndeplinire a obligației, până în anul 2030, e un pic cam nerealist, a declarat Raluca Covrig, director de Afaceri Publice și Comunicare la Federația Patronală a Energiei (FPE).
Potrivit NZIA, obligația României este de 10,3 milioane de tone de dioxid de carbon, pentru care trebuie să existe capacități de stocare până în 2030.
Obligația va reveni unui număr de 3 producători de hidrocarburi din România, respectiv Romgaz, OMV Petrom și Black Sea Oil&Gas, companii membre ale FPE, fosta Federație Patronală Petrol și Gaze (FPPG).
″Negocierea la Bruxelles a Regulamentului NZIA a fost una foarte dură, pentru că ideea era deja acolo: industria de petrol și gaze trebuie să plătească pentru această decarbonare, pentru a deveni ″verde″. Voi aveți cei mai mulți bani, haideți să vedem că într-adevăr vreți să faceți lucrurile verzi – discuția pe scurt cu DG Climă.
Am încercat să explicăm că trebuie creată o întreagă piață a dioxidului de carbon, cu mai multe verigi, de la captare și stocare la transport și livrare către clienți interesați să cumpere. CO2 poate fi captat la emițător și utilizat local sau mai la distanță, ca dioxid de carbon alimentar. Trebuie să existe transport, fie terestru prin conducte, fie multimodal″, a relatat Raluca Covrig.
Directoarea FPE a menționat că legislația românească primară necesară a fost elaborată și se află acum în Parlament, cu speranța de a fi adoptată cât mai curând.
″Pe legislația secundară, sunt necesare aproximativ 28 de documente, de acte de reglementare, care constau în norme tehnice pentru transportul CO2, norme de mediu, condiții de autorizare a activității de stocare. Se lucrează la 28 de documente, există grupuri de lucru din care Federația face parte. Se mișcă, dar baby steps. Iar până în 2030, timpul este foarte scurt. Facem toate eforturile, dar trebuie să fim realiști: termenul pare a fi un pic cam... nerealist″, a declarat Raluca Covrig.
Potrivit ei, pentru un singur proiect CCS, de captare și stocare a carbonului, necesarul investițional se ridică la miliarde de euro. De exemplu, proiectul Brevik din Norvegia este estimat la circa 2,1 miliarde euro, fiind ″ieftin″, conform standardelor industriei, grație faptului că presupune transportul maritim, nu terestru, al CO2.
″Doar la partea de transport, costul este colosal, dacă se merge pe rețea terestră: 1,6 milioane euro pe kilometru (de conductă – n.r.). La captare avem undeva la câteva sute de milioane de euro și mai avem stocarea și toată capacitatea de injecție″, a spus oficialul FPE.
Theodor Livinschi, consultant în achiziții de energie pentru industrie la partenerg, a declarat că un consumator industrial, client al firmei sale, și-a amânat achiziția necesarului de electricitate pentru anul viitor după ce a ascultat mai multe declarații publice ale unor înalți oficiali ai statului român pe tema prețului energiei.
Experții și consultanții partenerg sunt mandatați de diverși consumatori noncasnici de energie pentru a-i reprezenta în piață, gestionând solicitările de oferte de la furnizori, analiza acestora, negocierea, derularea și revizia contractelor de furnizare încheiate.
″E foarte important să știm să setăm așteptările și să nu ieșim cu mesaje care să influențeze parcursul firesc al unor procese decizionale. Săptămâna trecută, am avut 3 personaje cheie care au abordat subiectul prețului energiei, subiect care devine ușor obsesiv. Și ca o paranteză, am venit cu trenul la eveniment și am remarcat că lumea înțelege foarte puțin, dar frustrarea este mare și este în principal alimentată de ce se discută la televizor și pe rețelele sociale. Am avut președintele României, care a făcut referire la prețul mare al energiei din România, am avut premierul României, și am avut și ministrul Energiei.
Președintele Nicușor Dan a declarat recent că prețul la energie este prea mare în România și că Autoritatea Națională de Reglementare în Energie (ANRE) ″nu-și face treaba″ în a gestiona mecanismele de piață, pentru nu le permite speculatorilor decât niște profituri ″rezonabile″, arătându-se totodată încrezător că problemele vor fi corectate într-un orizont de timp relativ scurt.
La rândul său, premierul Ilie Bolojan a spus că facturile la energie ar trebui să scadă din a doua jumătate a anului viitor, bazându-se pe faptul că vor intra în funcțiune capacități importante de stocare a energiei. Asta în timp ce ministrul Energiei, Bogdan Ivan, a afirmat în mai multe rânduri că România plătește unul dintre cele mai mari prețuri la energie din lume, anunțând și măsuri și demersuri de reducere a acestui preț.
″Sunt lucruri care sper să se întâmple, dar care nu trebuie expuse în spațiul public până nu au șanse reale de a deveni realitate″, a punctat Theodor Livinschi.
El a adăugat că, totuși, deși vremea energiei ieftine a trecut, rămân câteva întrebări pertinente despre piața angro de energie din România, deocamdată fără răspuns.
″De exemplu, de ce prețul energiei livrate în regim de bază (baseload) este mai mare cu 20-30 euro/MWh decât cotațiile de la bursa europeană de profil European Energy Exchange (EEX)? Sau de ce, în ultimele 3-4 săptămâni, în România, nu am mai avut lichiditate pe piețe, iar prețul a crescut din zona 550 lei/MWh în zona 570 lei/MWh? De ce am avut, anterior, săptămâni în care nu s-a tranzacționat deloc, iar cea mai mică cotație (ofertă - n.r.) de vânzare s-a dus înspre 600 lei/MWh?″, a enumerat consultantul partenerg.
