Perspectiva modificării actualului sistem de plafonare a prețurilor finale la energie electrică și gaze naturale, începând din primăvara anului viitor, nu ar trebui să-i sperie pe consumatori, întrucât cotațiile angro s-au temperat față de vârfurile din vară, iar cei vulnerabili vor beneficia în continuare de sprijin de la stat. Ceea ce afectează cu adevărat funcționarea corespunzătoare a piețelor este incertitudinea legislativă, faptul că nu se știe încă cum vor arăta noile reglementări ce vor intra în vigoare la 1 aprilie 2025, în condițiile în care cele care se aplică în momentul de față creează distorsiuni și sunt împovărătoare pentru industrie, este principala concluzie desprinsă din dezbaterile de la Profit Energy.forum, ediția a VIII-a.
Evenimentul a fost organizat cu sprijinul ACUE, Artenie Secrieru & Partners, Black Sea Oil&Gas, CEC Bank, D&B David și Baias, ENGIE, Electrica Furnizare, E-ON, Hidroelectrica, Nova Power and Gas, Nuclearelectrica, OMV Petrom, PPC, Premier Energy, Raiffeisen Bank, Romgaz, Rompetrol, Tinmar Energy, Transgaz
VIDEO POATE FI VĂZUT AICI
În același timp, potrivit participanților la eveniment, inclusiv pentru asigurarea de prețuri accesibile pentru consumatorii finali, România are un necesar uriaș de investiții pe tot lanțul logistic al sistemului energetic, de la producție și stocare la transport și distribuție, investiții care nu se pot realiza fără finanțare, îngreunată fie de supraimpozitare, fie de norme prea stricte în ceea ce privește tarifele reglementate, acolo unde acestea se aplică.
La asta se adaugă exigențele obiectivelor europene de decarbonare în energie asumate politic de statul român. Decarbonare care, în cazul României, nu se poate face fără majorarea, cel puțin într-o primă fază, a utilizării gazelor naturale în calitate de combustibil de tranziție, poziție pe care autoritățile de la București intenționează să o susțină în continuare în cadrul instituțiilor Uniunii Europene.
″Sistemul actual (de plafonare-compensare – n.r.) este un sistem care nu este perfect. Nu mi se pare normal ca eu, șeful ANRE sau Ion Țiriac să beneficiem de un preț plafonat. Vom proteja consumatorul final, pe toți românii care nu-și pot achita facturile. La fel de important este să protejăm consumatorii industriali, pentru că dacă ei nu vor putea funcționa, oamenii nu vor avea locuri de muncă. Avem timp să punem la punct toate aspectele până în luna ianuarie, pentru ca în aprilie să poată fi implementat″, a declarat ministrul Energiei, Sebastian Burduja.
În ceea ce privește consumatorul vulnerabil, din modelările preliminare ale ministerului, potrivit actualei definiții din legislație, numărul de gospodării care ar intra sub incidență ar fi prea mic.
„Trebuie să ne gândim la alte vulnerabilități, medicale, socio-economice. A fost important să menținem această schemă de compensare/plafonare, vedem ce se-ntâmplă în jur Orientul mijlociu, cu prețul barilului”, a precizat ministrul.
Potrivit acestuia, statul român a fost nevoit să intervină: „Amintiți-vă de 2020-2021, de la 15 euro/MWh s-a ajuns la mii de euro/MWh”.
„Putem discuta de o piață liberă când avem o piață europeană nefuncțională? N-ar trebui să beneficieze România de înțelegere din partea partenerilor europeni?”, s-a întrebat retoric ministrul.
"Partea bună este că avem un timp de pregătire a pieței, de la producători până la clientul final. Ce se întâmplă după 1 aprilie? Angajamentul foarte ferm pe care Ministerul Energiei și Guvenul României l-au luat este că vom proteja consumatorul final, îi vom proteja pe toți românii care nu-și permit să-și plătească facturile. Este o chestiune de corectitudine în sistemul actual și am spus-o public de foarte multe ori. Este un sistem așa cum a putut el fi făcut.
Am avut un dialog la nivel formal cu piața, cu celelalte instituții ale statului - Ministerul Muncii, Ministerul Finanțelor, INS, Comisia de Prognoză, ANAF și mulți alții să vedem ce ar însemna această perioadă, după 1 aprilie. Urmează să formalizăm acest demers printr-un Memorandum în Guvern. Cred că săptămâna aceasta are toate șansele să fie adoptat, cel târziu săptămâna viitoare. Suntem la ultimul aviz la Ministerul Muncii. Am avut și săptămâna trecută o întâlnire cu ministrul Muncii și am vorbit despre protecția consumatorilor vulnerabili, pentru că ei sunt vizați de eventuale creșteri de tarif. Nu se va întâmpla asta. Consumatorii din România aflați în sărăcie energetică nu vor avea de suferit. Vom face tot posibil să-i protejăm", a precizat acesta.
Referindu-se la decuplarea pieței energiei din Europa de Est de cea Ocidentală, ministrul a precizat că România nu poate accepta la nesfârșit ca unele state să nu-și dezvolte rețelele, în condițiile în care legislația europeană prevede ca fiecare stat să ofere capacități de interconectare de 15%.
„Este o problemă că Austria refuză să se interconecteze mai bine cu Slovacia și cu Ungaria”, a declarat Burduja, precizând că guvernul României este dispus să negocieze cu UE prelungirea unor măsuri, mai ales în contextul războiului din Ucraina și exporturilor către Ucraina și Republica Moldova.
Acesta a adăugat că, în prezent, România se află doar într-o primă fază a infringementului CE: „Nu trebuie să ne temem că UE va veni și că ne va impune ceva”.
Referindu-se la exporturile către Ucraina și Republica Moldova, Burduja a precizat că, deși acestea par mici, de 7-10% din totalul exporturilor, este important când sunt efectuate pentru a estima impactul asupra prețurilor.
„De multe ori exporturile către restul Europei sunt doar scriptice, cele către Ucraina și Republica Moldova sunt fizice, nu doar scriptice”, a explicat acesta.
Burduja a recunoscut că actualul context al prețurilor este în parte și responsabilitatea României, care ar fi trebuit să investească mai mult, referindu-se la centrala de la Iernut și la reactoarele 3 și 4 de la Cernavodă.
„Până la sfârșitul anului am putea face un anunț surpriză în ceea ce privește reactoarele 3 și 4”, a adăugat ministrul.
Proiectele de centrale electrice pe gaze care să înlocuiască producția de energie electrică din cărbune la Complexul Energetic Oltenia sunt în întârziere cu un an și și jumătate, a transmis Pavel Nițulescu, secretar de stat în Ministerul Energiei.
“Complexul Energetic Oltenia a demarat un plan de restructurare într-un moment neprielnic pentru el, la începutul anilor 2020. Trecerea de la lignit, un combusitiil poluant, la gaze naturale, agreată de toți – da, suntem în întârziere, probabil se va întârzia cu un an și jumătate față de termenul de implementare, sau, dacă se grăbesc, poate întârzierea ser va reduce la un an. Mai puțin de un an, eu nu văd cum”, a explicat oficialul guvernamental.
Planul de restructurare al Complexului Energetic Oltenia presupune închiderea treptată a grupurilor pe cărbune și construcția de parcuri fotovoltaice cu o capacitate de 735 MW și de centrale pe gaze, una la Turceni, de 475 MW și alta la Ișalnița, de 850 MW.
El a arătat că gazul natural rămâne un pilon important al securitiății energetice a României, și chiar al regiunii, având în vedere că din 2027, prin exploatarea din permiterul Neptun Deep, țara noastră va deveni principalul producător european. Demnitarul a anunțată, însă în contextul numeroaselor proiecte în domeniu, și unele întârzieri în implementarea unor investiții, care au un decalaj de cel puțin un an față de termenul estimat inițial.
Secretarul de stat a enumerat numeroasele proiecte de investiții majore, precum cel de la Mintia, cel de la Iernut, precum și proiectele majore de la Ișalnița și Turceni. Acestea din urmă au o întârziere de cel puțin un an.
”Complexul Energetic Oltenia, după cum bine știm mare majoritate, a avut un plan de restructuratre într-un moment neprielnic pentru ei, la începutul anilor 2020, trecerea de la combust nepoluant la lignit, la combustibilul mai puțin poluanrt, gazul natural agreat de toți. Într-adevăr, suntem într-un proces, o procedură de întârziere. Probabil că se va întârzia cu un an și jumătate termenul de implementare sau dacă reușesc să se grăbească, posibil ca într-un an de zile, dar mai devrem de un an de zile termeneul agreat, nu are cum”, a arătat secretarul de stat.
El a subliniat însă și importanța proiectelor majore de tarnsport al gazelor sau de interconectare, prin Transgaz, amintind însă că odată cu începerea exploatării în Neptun Deep, România va deveni producătorul principal în Europa.
Mai mult, a spus Pavel Nițulescu, succesul emisiunilor de obligațiuni ale Romgaz, pentru finanțarea proiectului Neptun Deep, arată faptul că piața europeană mizează pe gazul natural ca sursă de asigurare a securității energetice.
”Se marjează și se mizează foarte mult acest pe acest proiect de interes global zicem noi (...) Chiar dacă suntem într-un proces și respectăm procesul de tranziție către energie curată, gazul natural alături de energia nucleară și energia regenerabilă forurmează o coloană vertebrală a acestei tranziții, o coloană verterbrală a stabilității, trei piloni importanți pentru securitatea națională și nu este numai un mesaj politic care poate foarte multe lueme așa îl percepe, este o realitate. Gazul natural este un pilon improtant, o structură de reszitență a tot ce îns flexibiltatea energiei, competitivitatea energiei și asigurarea unei energii către toți consumatorii finali”, a conchis scretarul de stat Pavel Nițulescu.
Guvernul vrea să crească nivelul de utilizare a pompelor de căldură în sectorul rezidențial, această formă de încălzire și răcire fiind deja frecventă în clădirile comerciale și industriale, iar programul Electric UP, pe cale de lansare, include la finanțare și pompele de căldură, a anunțat Sorin Elisei, Director General în Ministerul Energiei.
El a explicat că această majorare a utilizării pompelor de căldură în mediul rezidențial este una dintre compnentele majorării ponderii energieie din surse regenerabile în Planul Național Integrat Energie Schimbări Climatice (PNIESC).
”Am recunoscut prin actualul PNIESC ceea ce nu segăsește la nivelul statisticii, dar toată lumea o folosește, mai ales în clădirile comerciale și industriale sunt foarte multe pompe de căldură și vom crește nivelul de penetrare la nivelul rezidențialului”, a spus directorul general din Ministerul Energiei.
În acest scop, a precizat Sorin Elisei, viitoarea schemă de finanțare Electric UP a inclus pompele de clădlură la cheltuielile eligibile pentru subvenționare.
Producția din cel mai important proiect offshore din România, Neptujn Deep, în care sunt partenere cele mai importante 2 companii de petrol și gaze autohtone, OMV Petrom și Romgaz, va atinge un nivel de platou în 2028, a declarat Cristian Hubati, Membru Directorat, responsabil pentru Explorare și Producție, OMV Petrom, care este și operatorul proiectului.
„Vorbim de 10 ani platou de producție. Potrivit definiției, platoul va fi în anul ulterior pornirii, în 2028, pentru că va fi un an întreg, spre deosebire de 2027, care nu va fi un an întreg”, a precizat Hubati.
Oficialul OMV Petrom a amintit că munca de dezvoltare a Neptun Deep a început în 2012, cu prima sondă de explorare.
„Vorbim de 12-15 ani de muncă continuă. E extrem de importantă stabilitatea și predictibilitatea”, a spus Hubati, adăugând totodată că proiectul evoluează potrivit planurilor.
„Suntem în grafic, iar marea majoritatea a întârzierilor în aceste tipuri de proiecte au loc în prima treime a proiectului, etapă pe care deja am depășit-o. Am început lucrările pentru suprastructura platformei în Indonezia la jumătatea acestui an, dar și pentru jacket-uri în Italia. Am început în luna septembrie lucrările pentru tratarea gazelor în țară.
Următoarea etapă va fi începerea drilling-ului, în prezent fiind efectuate modificări în Spania pentru ca rig-ul să poată traversa Bosforul.
„Rigul este un vapor care se autopropulsează singur. Facem modificări pentru a culca practic suprastructura pe rig pentru a trece pe sub Bosfor, pe care o vom reinstala în România”, a explicat Hubati.
Oficialu OMV Petrom a precizat că, alături de partenerii de la Romgaz, compania se află în proces de obținere a autorizațiilor, care deja s-au obținut pentru stația de măsurat și pentru o parte din conductă.
„Avem o foarte bună colaborare cu partenerii noștri de la Romgaz. O să vedeți surprize plăcute cât de curând”, susține oficilaul OMV Petrom.
Referitor la celălalt proiect pe care OMV Petrom în are în Marea Neagră, Han Asparuh, din Bulgaria, Hubati a precizat că în principiu, operațiunile de explorare au un ciclu de 2-3 ani de zile de explorare.
„Nu văd un viitor fără gaz în perioada următoare. Sursele de energie regenerabilă trebuie echilibrate. Turbinele pe gaz intră foarte repede în regim, de ordinul minutelor. Gazul are o pondere de 30% în mix-ul actual, până în 2030 prognozele sunt că va crește cu 25%, iar Până în 2040 - gazul va juca un rol important de echilibrare, de substituire”, a declarat Hubati.
BSOG nu se va implica direct în proiecte regenerabile, eoliene sau solare, offshore, ci se va concentra pe actuala producție de gaze în Marea Neagră și pe dezvoltarea producției de biogaz, a transmis Mark Beacom, CEO, Black Sea Oil & Gas, neexcluzând însă, pe termen lung, utilizarea infrastructurii pe care compania o deține în apele teriotoriale ale României în acest sens.
„Ne-am uitat la biogaz, oportunitatea este foarte mare. România este cel de-al patrulea cel mai mare producător de animale din UE și potențialul există. Obstacolele, în special cele comerciale, însă țin de reglementare. Am înființat o nouă companie care se concentrează pe energia verde (BSOG Energy SRL - n.r.), iar primul domeniu pe care ne-am concentrat, este biogazul”, a afirmat Beacom.
„Avem infrastructura offshore, ne-am întrebat cum putem deveni mai competitivi, pentru că ne place apa, suntem buni la apă. Și avem acest coridor, avem dreptul de proprietate asupra terenurilor, oricine va face eoliene offshore va vedea cât de dificile sunt aceste lucruri.
Durează de la 5 la 10 ani dezvoltarea acestei infrastructuri, este un proiect pe termen foarte lung. Infrastructura noastră poate fi utilizată și pentru producție de hidrogen verde, folosind eolienele offshore, însă și aceasta este o proiecție de durată. Pe termen scurt, în propriile noastre centrale putem să ne imaginăm un back-up, un contract de servicii pentru sistem”, a declarat șeful BSOG.
Referindu-se la principala activitate, producția de gaze offshore, Beacom a ținut să reamintească dificultățile cu care s-a confruntat compania.
„Am înregistrat 3 ani de producție bună, în condițiile în care, când noi am început rapid dezvoltarea, ne-a lovit pandemia. Operam rig-urile cu 40 de oameni, și cu toate acestea nu ne-am confruntat cu niciun caz de covid. În plus, Insula Șerpilor nu e departe de noi. Cu toate incertitudinile și riscurile, ne-am asigurat că nimeni nu avut de suferit”, a explicat Beacom.
În plus, BSOG nu a depășit standardele de emisii, înregistrând un kg/boe, reprezentând 6% din media industriei.
În ceea ce privește divergențele legale cu autoritățile, Beacom a precizat că oficialii BSOG sunt „amiabili, disponibili să discute cu autoritățile, chiar dacă au uneori viziuni diferite” de ale acestora
„BSOG a respectat întotdeauna legislația, am luat autorizațiile procedând corect. Vom continua să discutăm cu autoritățile pe tema rezolvării diferendelor. Din 2012 până în 2019 am fost în mod constant în dialog și într-un potențial conflict cu autoritățile. Este o practică uzuală”, a afirmat oficialul BSOG.
Din decembrie 2023 există un blocaj la nivelul Autorității de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) în ceea ce privește recunoașterea sumelor de decontat, care împiedică furnizorii să supraviețuiască, atenționează Claudia Griech, Director General E.ON Energie România, informație confirmată și de ministrul Energiei, Sebastian Burduja.
„Validările ar trebui făcute de ANRE, însă nu au fost efectuate. Practic suntem cu un an în urmă cu decontările. În urmă cu 2 luni s-a ajuns la zi cu plata, însă referința era decembrie 2023. Însă din decembrie 2023, există un blocaj la nivel de ANRE care împiedică furnizorii să supraviețuiască.”, a precizat Griech.
Referindu-se la noua legislație care ar urma să intre în vigoare începând cu luna aprilie a anului viitor, Directorul General E.ON Energie a ținut să amintească faptul că în trecut au fost peste 18 modificări legislative pe această temă.
„A fost o efervescență legislativă, iar toate acestea afectează clienți, care nu le înțeleg pe deplin. De fapt nici noi, care ar trebui să le explicăm, nu le înțelegem pe deplin. Este și vorba de costuri de implementare. Evident că vorbim de un nou sistem pe care să-l aflăm în ianuarie pentru a-l aplica din aprilie și vom face tot ce ne stă în putere ca furnizori responsabili să facem acest lucru. Mi-ar plăcea să cred că există o variantă de lucru și care să nu implice furnizorii în mod direct”, a explicat Griech.
Aceasta și-a exprimat convingerea că furnizorii au nevoie de sănătate financiară: „Deja suntem în al treilea sau al patrulea an în care tot acest sistem este susținut de furnizori prin împrumuturi”.
"Acum vreo două luni, la Ministerul Energiei, dar și la Ministerul Muncii erau la zi plățile către furnizori. Lucrăm și cu ANRE, pentru că știu că, de la începutul anului, merge mai greu cu decontările, cu transmiterea cererilor, validarea lor de către ANRE. Până nu se validează la nivelul Autorității, noi nu putem să facem plăți la nivelul celor două ministere. Sunt la curent cu această problemă și lucrăm la ea”, a recunoscut și ministrul Energiei Sebastian Burduja.
Piața liberă este modelul de piață din Europa, lucru care ar trebui luat în calcul de statul român, chiar dacă are libertatea de a decide pentru cel model optează odată cu modificarea legislativă care urmează a intra în vigoare odată cu expirarea legislației de plafonare/compensare în aprilie 2025, a transmis Nicolas Richard, CEO ENGIE România.
„Trebuie să știm ce se va întâmpla. Modelul de piață e decis de statul român. Piața liberă e modelul de piață din Europa. Dacă vorbim de furnizare, acest lucru vizează structura achizțiilor noastre. Programele de eliberare de gaze și energie pe piețe sunt bune, pentru că ele creează lichiditate în piață. Azi nu avem lichiditate”, a afirmat Richard.
În al doilea rând, trebuie făcut ceva cu costul dezechilibrelor din sistemului.
„România are probabil cel mai mare cost de echilibrare din Europa”, a precizat șeful Engie.
În al treilea rând, noul mecanism trebuie să fie simplu de implementat: „Dacă nu, va fi extrem de greu!”
Șeful Engie s-a referit și la contractele de tip Power Purchase Agreement (PPA), de achiziție de curent electric în avans pe termen lung, care sunt importante pentru sănătatea financiară. unei piețe libere.
„Trebuie să fim în stare de a avea contracte pe termen lung. La nivel global noi suntem lideri pe PPA. Când vinzi un virtual PPA nu ai încă un contract de origine garantat”, a explicat Richard.
În plus, șeful Engie a cerut și un tratament nediscriminatoriu al furnizorilor.
„Sunt unii care au dispărut din piață în criză și se reîntorc. Noi avem 120 mii clienți în plus, pe care i-am prefinanțat. Trebuie să ne asigurăm, prin licențiere, că aceștia au capacitatea de furniza energie clienților”.
Referindu-se la supraimpozitarea producției, Richard crede că aceasta ar trebui să fie eliminată din legislație.
„Nu vrem să fie supraimpozitată producția, dar politica fiscală este apanajul statului român. Important este să putem anticipa ce se va întâmpla. Iar dacă modelul de piață este cel de piață liberă, trebuie văzut dacă sectorul productiv nu este suprataxat. Și, dacă este suprataxat, nu putem avea lichiditate în piață și nici un semnal de preț corect. Dacă acestea nu există, nu putem vorbi de o piață liberă”, a explicat șeful Engie.
Eliminarea plafonului de 1,3 lei pe KWh de curent la 1 aprilie 2025 nu ar aduce scumpiri ale energiei pentru consumatorii finali, deoarece prețul pieței de azi este la acel nivel, a transmis Ionuț Dună, Director General,PPC Energie, furnizorul de electricitate din Muntenia, Banat și Dobrogea.
“Dacă știm din timp ce ne așteaptă, putem să pregătim clienții noștri finali. Pentru că și noi, la rândul nostru, ca furnizor trebuie să dăm predictibilitate mai departe. Clientul vulnerabil clar este important și pentru furnizor, clar trebuie făcut ceva în acest sens. Trebuie foarte mult lucrat la definiția acestui client vulnerabil.
Astăzi, 60% din volumele pe care noi le furnizăm - dacă este să ne uităm la prețul actual al piețe -, nu vor avea o creștere. Sunt la plafonul de 1,3 [lei pe Kwh], ceea ce înseamnă un preț corect al zilei de astăzi. Și să nu uităm că furnizorii sunt cei care practic integrează tot lanțul energetic. Furnizorul e cel care cumpără energia de la un producător la prețul pe care producătorul îl solicită astăzi. Pe de altă parte trebuie să ținem cont că în final, și nu știu câtă lume din țară știe, dar dacă vă uitați la factură aveți așa: volum, preț și taxe. Sunt 50% din factura de energie.
Avem o schemă care a fost făcută la un moment dat, e clar că principiile trebuie schimbate. Nu putem să avem jumătate din clienții rezidențiali clienți vulnerabili astăzi. Trebuie ajustată astfel încât să fie corectă pentru toți participanții, inclusiv pentru furnizori care în momentul de față sunt cei care duc greul”, Ionuț Dună, Director General, PPC Energie
El i-a răspuns astfel ministrului Energiei, Sebastian Burduja, care declarase cu câteva minute mai devreme, la aceeași conferință, că lucrează alături de Ministerul Muncii la creșterea categoriei de consumatori vulnerabili.
Public Power Corporation (PPC), cea mai mare companie energetică din Grecia, a preluat anul trecut afacerile Enel din România. Are 3 rețele de distribuție: Muntenia Sud, Banat și Dobrogea, care acoperă o treime din teritoriu României și 3,1 milioane de clienți.
Într-un sector energetic cu importuri nete structurale și care a gâfâit în lunile de vară, Hidroelectrica vizează lucrări de ansamblu pentru hidroagregatele sale, a transmis Karoly Borbely, CEO al Hidroelectrica. Unul dintre aceste echipamente a fost transportat de la Reșița la Porțile de Fier, unde urmează să fie pus în funcțiune.
În anul 2024, sistemul energetic național a avut dificultăți în a menține producții de 8.000 – 8.500 de MWh, ceea ce arată necesarul de investiții. „Avem resurse foarte bune, avem o țară foarte bogată, dar avem nevoie de investiții constante, pe perioadă medie și lungă de timp”, spune Karoly Borbely, CEO al Hidroelectrica, adăugând că, dacă pentru proiectele de energie regenerabilă durata de punere în funcțiune a unui MW nou este scurtă, ciclul este mai lung pentru un hidroagregat sau pentru o centrală pe gaze naturale.
„Vedem că prețul energiei electrice influențează în mare măsură competitivitatea și eficiența sectorului economic și a tot ce înseamnă producție”, este conștient de impactul general pe prețuri reprezentantul producătorului hidroenergetic național. „Este foarte important să putem folosi aceste resurse prin toate capacitățile pe care le avem. Trebuie să creștem durata de disponibilitate a acestor hidroagregate ale noastre.”
Neajunsul este acela că duratele de licitații sunt foarte mari, la fel ca și termenii de livrare a proiectelor. Spre exemplu, după 12 ani de așteptare și după o procedură de licitație de 6 luni, vor începe lucrările de la centrala Vidraru, care are deja 50 de ani de funcționare, cu lucrări de mentenanță periodice. În acest caz, perioada de contractare este de 7 ani. „Un an durează doar proiectul”, spune Borbely.
Primele livrări de la UCM Reșița
Cu tranzacția de achiziție finalizată recent pentru furnizorul de echipamente UCM Reșița, Hidroelectrica are în vedere asigurarea serviciilor inclusiv din piața internă. O lucrare complexă a fost executată pentru un hidroagregat care deja a fost transportat la hidrocentrala Porțile de Fier, unde urmează să fie pus în funcțiune.
„Am arătat că se poate face și la noi, cu toate că acea companie a fost în insolvență aproape 13 ani”, spune CEO-ul Hidroelectrica, adăugând că muncitorii, din care 70% au fost în șomaj tehnic ani de zile, au fost sceptici când li s-a comunicat că producția ar urma să fie dublată în următorul an și triplată în decurs de 3 ani. „Au zis că sunt de pe altă lume”, spune Borbely.
Hidroelectrica – investiții post-listare
Hidroelectrica s-a listat la Bursa de Valori București vara trecută, în urma unei oferte publice primare în care Fondul Proprietatea (FP) a vândut pachetul său de 19,95% din acțiuni într-o ofertă publică primară cu o valoare de 9,28 miliarde lei. La ultima cotație de închidere al titlurilor societății, de 125,50 lei/acțiune, capitalizarea bursieră a acesteia se ridică la 56,45 miliarde lei (11,34 miliarde euro).
„Creștem valoarea companiei prin investiții”, este mesajul către investitori al CEO-ului Borbely. „Toate centralele mari care au nevoie de investiție, să le planificăm cum trebuie, să fim și la dispoziția dispeceratului energetic național.”
Compania a obținut anul trecut un rezultat net de 6,35 miliarde lei, din care a fost în măsură să distribuie un dividend brut de 13,99 lei/acțiune, cu un randament de peste 10% la data plății de 28 iunie.
„Se poate conta, în continuare, pe Hidroelectrica; noi facem tot posibilul să creștem gradul de disponibilitate și, bineînțeles, ciclul de viață a hidroagregatelor”, spune CEO-ul companiei. „Ne dorim ca valoarea să se vadă și în oferta sau cantitatea de energie pe care o producem.”
El vede efortul de creștere a producției de energie ca unul ce trebuie să se împartă la mai mulți producători ce pot furniza energie constant și să echilibreze un sistem în care pătrunde tot mai multă energie regenerabilă. „Nu e suficient să fim doar noi; mă bucur să văd Romgazul că este într-o perioadă extrem de bună, văd că nuclearul se mișcă foarte bine. Aceste lucruri arată că, în sfârșit, după mulți ani, există o direcție foarte clară pentru zona de investiție”, spune Borbely.
Piața de energie intră într-o nouă fază la începutul anului viitor
31 decembrie ar urma să fie ultima zi în care se mai aplkică plafoanele la prețul energiei electrice, astfel încât sectorul energetic intră într-o zonă de necunoscut. „O piață liberă este ceva normal, este ceva care încurajează concurența, este ceva care, la un moment dat, echilibrează cererea și oferta de servicii sau de produse pe piață”, a declarat la formul Profit.ro transmis pe Prima News CEO-ul Hidroelectrica. „Acesta este, practic, sufletul unei economii deschise și bazată pe performanță.”
Borbely atrage atenția că furnizorii ar trebui să cumpere cantitățile de energie electrică necesare, ca să nu mai repete greșelile din anii trecuți. Compania monmitorizează solicitățile de ofertă de la furnizori.
„Trecem printr-o transformare destul de rapidă”, punctează Alexandru Chiriță, CEO al Electrica, cu trimitere la piața de energie. Capacitățile de producție sunt consistente și marii producători sunt stabili, astfel încât presiunea pentru majorarea prețurilor nu ar urma să fie decât temporară.
Pe zona de distribuție s-ar fi putut face investiții mai mari, spune Alexandru Chiriță, CEO al Electrica, care are, însă, un mesaj optimism legat de sectorul energetic, în ansamblul său și de activitatea companiei pe care o conduce. „Căutăm soluții să depășim așteptările”, a declarat acesta.
Electrica a reușit să acceseze fonduri din programe existente. „Fără aceste fonduri, iarăși, ar trebui să temperăm un pic pasul”, spune CEO-ul Chiriță. „Pe zona de distribuție, avem deja un sfert de milion de euro accesat și în așteptare, pentru a îndeplini obiectivele pe care le are România.”
Compania va sprijini zona de producție în domeniul eolioan și fotovoltaic, în paralel cu căutarea de complementaritate pe segmentul bateriilor și contoarelor. Electrica are strategia din 2023 aliniată cu strategia națională și, înglobând întreaga plajă, cu distribuție, furnizare, servicii și producție, obiectivul este ca toate resursele să fie disponibile intern.
Electrica vizează o optimizare a costurilor financiare. Furnizarea sprijină această schemă, care pune presiune pe cash-flow. Este motivul pentru care în AGA de la Electrica a fost avansată opțiunea unei emisiuni de obligațiuni corporative în valoare de 500 milioane euro.
Eliminarea plafoanelor de prețuri la energie începând cu anul viitor este privită ca firească de conducerea Electrica: „E foarte simplu. E o reglementare corectă de revenire la normal!”, spune Chiriță. „Pare, dintr-o serie de discuții că ne speriem de prețul la energie, dar piața de energie din România este una matură; avem suficiente capacități de producție ca să asigurăm, în mod coerent, necesarul de consum. Nu suntem într-o zonă în care depindem foarte mult de aspecte pe care nu le putem controla. Avem producători foarte mari de energie, cu o istorie foarte mare, sunt stabili, avem acum un surplus din zona de energie regenerabilă.”
Chiar dacă intrarea energiei regenerabile în piață ridică provocări legate de dezechilibre și de schema de sprijină, realitatea pentru CEO-ul Electrica este că „situația generică este mai bună astăzi și va fi din ce în ce mai bună”.
„O lună, două, trei s-ar putea să avem o mărire a prețurilor, dar, la final, putem să ne uităm anterior, 2019, unde nimeni nu discuta de acest preț la energie. De ce? Pentru că, pe fond, nu era o problemă ca atare”, spune Chiriță. „Nu e ceva apocaliptic. Nu este ceva grav. Impactul final pe marea majoritate a consumatorilor, și dacă mergem în scenariile negative, nu este major.”
Electrica s-a listat la cota Bursei de Valori București în vara anului 2014, când statul a înstrăinat pachetul majoritar. La ultima cotație de închidere, de 13,50 lei/acțiune, compania are o capitalizare bursieră de 4,58 miliarde lei (920,23 milioane euro).
Cele două proceduri de infringement voizând piața energiei din România, deciziile așteptate ale Curții Constituționale și Curții Europene de Jutiție în ce privește măsurile de suprataxare, perspectiva fiscală pentru anul următor, precum și, suprinzător, reforma impozitării proprietății reprezintă necunoscute importante pentru sectorul energetic, "cartofi fierbinți" care trebuie gestionați în perioada următoare, a transmis Cristi Secrieru, Partener AS & Partners.
"Vorbim de două proceduri de infringement, una inițiată la nivelul anului 2023 și cu ecouri actuale, nu mai devreme de vinerea trecută am avut un al doilea call făcut de Comisie față de România și cu un termen ferm de două luni pentru conformare. Avem în același timp o a doua procedură inițiată care vizează tocmai modul de funcționare al pieței. Vorbim, din punctul de vedere al Comisiei, de o încălcare a directivelor pe gaz și pe energie, vorbim despre încălcări ale TFUE (Tratatul de Funcționare a UE), lucruri care cred că vor modela, într-un fel sau altul, apropo despre disponibilitatea și despre libertatea pe care o avem în piața noastră națională. Nu suntem izolați și, din păcate, cred că vom avea niște coordonate foarte clare pe care trebuie să le respectăm. Și ce vedem cred că este doar vârful icebergului. M-aș bucura foarte tare ca relaxarea pe care am văzut-o să fie dată de un dialog care există deja cu autoritățile europene", spune Cristi Secrieru.
În fața Curții Constituționale se afă 2 dosare în care mai mulți producători de energie electrică regenerabilă acuză că prevederile legislației privind supraimpozitarea veniturilor lor suplimentare, rezultate din tranzacții angro de vânzare la prețuri de peste 450 lei/MWh, contravin legii fundamentale.
În cazul în care statul ar pierde, ar trebui să restituie acestora banii.
"Din perspectiva asta sunt mulți cartofi fierbinți. Am amintit procedurile de infringement, dar în egală măsură pot aminti și procedurile în fața Curții Constituționale cu privire la legalitatea acestui sistem de taxare pe care l-a impus ordonanța 27. Nici acolo nu avem un răspuns, va veni și îmi e că va veni ca un bumerang asupra pieței. Vorbim, până la urmă, de o expunere financiară foarte mare, expunere care se va traduce, în cazul în care Curtea Constituțională va spune că taxarea a fost făcută în mod reatroactiv și nelegal de către autoritățile fiscale, cineva va trebui să dea acei bani înapoi", arată acesta.
De asemenea, din partea Curții de Justiție a Uniunii Europene (CJUE) ar putea veni unele clarificări vizând sectorul energiei.
"S-ar putea, în viitorul apropiat să vedem un ecou în toate întrebările preliminare care au fost lansate către Curtea de Justiție a Uniunii Europene, pentru că este normal, la nivelul UE autoritățile funcționează într-un sistem de vase comunicante. Este imposibil ca semnalul pe care Comisia Europeană l-a dat să nu se transforme într-un semnal mai puternic sau într-un val pe care CJUE la rândul său îl va genera, dacă autoritățile române nu vor ști să pondereze avântul ăsta", a afirmat Secrieru.
În ce privește sistemul fiscal, piața își dorește să evite surprize legislative neplăcute, ca cele din trecut, în contextul în care din aprilie anul următor am putea vedea o nouă schemă de impozitare.
"Din punct de vedere al mecanismului, dacă iar zic stabilitate, nu aș vrea să mă repet, dar este important să știm regulile jocului. Cred că din perspectiva asta, modul în care a variat ordonanța 27 din perspectiva sferei subiecților, mecanismului de impozitare - el a fost inițiat, să nu uităm, ca o taxă, după care l-am vopsit și am zis că este o contribuție, riguros fiscal vorbim despre un impozit cu toate consecințele care derivă din aceasta", a declarat Secrieru.
Ministerul Energiei ar trebui să colaboreze cu Ministerul Finanțeor și cu Ministerul Economiei pentru a se asigura că eventuale prevederi fiscale ar funcționa adecvat, potrivit acestuia.
"Revenind la formulă, trebuie să ne uităm la formula de suprataxare. Cred că trebuie redusă sarcina, pentru că din modul în care ea este construită în momentul de față, ca un agent prohibitiv pentru creșterea prețului, este clar că doar într-o mică măsură și-a atins această finalitate în decursul timpului. În schimb, dacă am transforma-o într-o contribuție tolerabilă, cred că și-ar atinge mult mai bine finalitatea și ar fi mult mai bine acorată în piață. În momentul de față este fie o eviți, fie n-o eviți. E atât de simplu. Dacă am ajunge să fie ponderată, cred că gradul de contributivitate ar putea să fie mult mai mare și acolo ar trebui să se umble", a explicat el.
Impozitarea proprietăților, risc pentru investiții
Unul dintre riscurile importante inclusiv pentru sectorul energetic nu vine din legislația specifică domeniului, ci ține de viitoarea reformă a impozitării proprității, atrage atenția Secrieru. Lipsa unei limite pentru impozitele impuse de către autoritățile locale riscă să descurajeze investițiile, în loc să ofere primăriilor un instrument sustenabil pentru finanțare.
"Un impact care îmi venea în minte în timp ce vorbeam este politica de impozitare a proprietății. Este o altă piesă din același puzzle, care trebuie avută în vedere. Ne îndreptăm către o reformă foarte agresivă a ceea ce înseamnă impozitarea proprietății. Lipsa limitării pentru autoritățile locale în ce înseamnă stabilirea limitelor la impozitele pe clădiri, inclusiv cele industriale, pe terenuri. Într-un astfel de climat, discreționar până la un punct, s-ar putea ca investițiile să fie afectate într-o măsură mai mare. Te uiți cu două perechi de ochi în momentul în care trebuie să investești într-un anume loc atunci când nu știi care este sarcina fiscală care stă în fața ta pentru perioada care urmează", a declarat acesta.
Noul regulament UE referitor la reducerea emisiilor de metan ale companiilor producătoare de hidrocarburi riscă să afecteze puținele companii producătoare din țările UE, cum sunt și cele din România, în timp ce marii furnizori de petrol și gaze din afara UE ar putea evita măcar parțial astfel de obligații, având în vedere dependența UE de importuri, avertizează Adina Guțiu, Counsel, Head of Energy and Natural Resources, D&B David și Baias. Regulamentul introduce obligații costisitoare de transparență și reducere a emisiilor, în timp ce nivelul ridicat al sancțiunilor, raportate la cifra de afaceri, pune o presiune foarte mare pe companii.
"În luna august a intrat în vigoare noul regulament cu privire la reducerea emisiilor de metan, o încercare valoroasă a UE de a atinge acest punct care este unul delicat pentru industrie și care, odată gestionat, ar putea să ajute la continuarea și viabilitatea industriei. Regulamentul vine cu o serie de obligații. În primul rând și cele mai importante sunt acelea de a face toate diligențele necesare de a reduce emisiile de metan în cadrul activităților de explorare, producție și după aceea decomissioning (dezafectare, n.r.). Este aplicabil pentru industria energetică, pentru petrol, gaze și cărbune", explică aceasta.
UE, cel mai mare importator de petrol, gaze și cărbune propune o împărțire a costului între beneficiar și producător, însă impunerea unor astfel de obligații marilor țări producătoare la nivel global ar putea fi dificilă.
În industria de petrol și gaze implementarea de noi tehnologii necesită în general termene lungi, chiar dacă cele mai multe companii apreciază ca pozitive obiectivele propuse de UE.
"Noi în UE ne-am obișnuit cu multe raportări, cel puțin în materie de sustenabilitate. Dacă din punct de vedere al operațiunilor curente, companiile fac aceste eforturi și probabil le vor întări, în materie de raportare cred că va fi una dintre cele mai importante probleme, pentru că le cerem tuturor acelor actori non-UE, pentru care prioritățile noastre nu sunt și prioritățile lor, să introducă aceste standarde. Și, din punctul meu de vedere, o să o facem tot pe costurile noastre, pentru că se vor reflecta în costul de achiziție al acestor produse. Este adevărat că industria de petrol și gaze a fost o industrie suprareglementată, prin natura activității, însă riscăm să ajungem ca în zona tehnologiei, nu avem dar o reglementăm foarte mult. Suntem campioni la reglementare, nu la generare", arată aceasta.
Raportarea ar trebui să progreseze treptat, în prezent fiind cinci tipuri de rapoarte OGMP (standard de raportare pentru industria de petrol și gaze cu scopul de a descuraja emisiile). Abordarea de tipul "lista rușinii" riscă să descurajeze companiile care, pe măsură ce fac analize tot mai aprofundate, aferente unor rapoarte de nivel superior, ar putea identifica noi și importante emisii de metan. Astfel, între un anumit nivel și o treaptă superioară pot să apară diferențe majore, care să pună compania într-o lumină deloc favorabilă privind raportările anterioare.
UE ar putea impune standardele strict pentru companiile din spațiul european și mai puțin pentru cele din afara UE
Forța UE de a impune aceste reglementări în afara Uniunii este una limitată de propria dependență de importurile de hidrocarburi. Astfel, s-ar putea ajunge la o situație în care regulile sunt impuse strict puținilor producători din UE, printre care și companiile din România, dar semnificativ mai puțin furnizorilor din afara UE.
"Am pornit totodată de la premisa că suntem în postura în care să impunem țărilor mari producătoare ce să facă. Și cred că o să avem un very crude awakening (trezire dură la realitate, n.r.) din punctul ăsta de vedere.
Autoritățile române vor avea o sarcină dificilă să asigure un cadru care să permită dezvoltarea industriei de petrol și gaze, la fel și o eventuală încercare de renegociere anul următor.
"Pentru autorități, în special cele române, pentru că nu vorbim chiar de multe țări producătoare în UE, va fi o sarcină dificilă, dar, împreună cu asociațiile de profil, vor trebui să asigure un cadru adecvat. Autoritățile naționale au discreție în implementarea sancțiunilor și sperăm că vor încerca să introducă niște praguri cât mai adecvate situației României. Cel mai probabil raportarea de anul următor o să se facă în baza datelor existente, pentru că mă îndoiesc că sunt companii care or să schimbe de la o zi la alta tehnologiile sau or să introducă măsuri pentru care se pot vedea efectele. După care, încet încet, o să ajungem fie la o amânare a anumitor termene, fie la o vânătoare de vrăjitoare", arată Guțiu.
Furnizorii de energie își doresc ca din aprilie 2025, când expiră plafonarea prețurilor, să se treacă de la acest mod de protecție socială la un ajutor direct de la stat acordat consumatorilor vulnerabili, persoane fizice și IMM-uri. Argumentul furnizorilor este că există cadru european pentru această variantă de sprijin direct pentru gospodării și scheme de ajutor pentru companii și că menținerea plafonării prețurilor ar lăsa piața internă vulnerabilă în interiorul pieței unice libere europene, a spus Daniela Raluca Dărăban, director executiv al Federației Asociațiilor Companiilor de Utilități din Energie (ACUE).
“Problema este instrumentul pe care îl tot folosim în a adresa temerile [legate de preț]. Instrumentul este unul nepotrivit. Pe partea de furnizare, vorbim de aprilie 2025 ca și cum România ar decide dintr-o dată să intre pe piața liberă. România este prezentă (deja) în piața liberă cu un instrument de sprijin social unic în UE, aș putea spune. Unii spun că este bun, alții spun că este mai puțin bun. Noi spunem că-l implementăm de trei ani și credem că în momentul de față se justifică o reevaluare a modului de sprijin către consumatori. Nu ne dorim să rămână nimeni fără posibilitatea să-și plătească facturile și nici ca economia României să nu fie competitivă. Dar modul de intervenție trebuie schimbat. Din aprilie 2025 nu se renunță la sprijin, se renunță la modalitatea de plafonare în funcție de consum, pentru toată lumea, la o modalitate de sprijin direct, în funcție de nivelul veniturilor.
Avem acest mod de intervenție (n.r. prin sprijin direct dedicat) și modul în care abordăm politica de protecție socială prin tarife sau prin controlul prețului final. Trebuie să ne asigurăm că avem politici potrivite de protecție pentru consumatorul vulnerabil și în care putem face chiar o schemă pentru IMM-uri, unde avem cadru european. Deciziile sunt un pic mai sofisticate decât atunci când am activat într-o piață total izolată” a spus Daniela Raluca Dărăban.
Acum, prețul curentului și gazului sunt plafonate pentru toți clienții casnici. Pentru energia electrică, în funcție de consumul lunar, prețul final plafonat variază între 0,68 și 1,3 lei pe kWh. Pentru gazele naturale plafonul maxim este unic, stabilit la 0,31 lei pe kWh, indiferent de consumul lunar al unei gospodării. Acest sprijin aplicat și prefinanțat de furnizori li se restituie sub formă de compensații de la bugetul de stat, adesea cu întârzieri.
Iarna aceasta există stoc de gaze, iar în condițiile în care va fi o iarnă similară cu precedentele, nu estimăm să fie probleme în București, dar se vor mai înregistra "colo-colo" avarii, a transmis directorul general al Electrocentrale București (ELCEN), Claudiu Crețu.
"Gaze pentru iarna aceasta avem. Avem un contract cu Romgaz și, de asemenea, cu Petrom pentru diverse cantități. În condițiile în care iarna viitoare va fi o iarnă similară cu precedentele, nu estimăm să fie probleme. Acest domeniu al gazelor este unul mult mai complex decât ce facem luna viitoare sau de anul viitor. În 2017, 2018, 2019, sistemele centralizate de încălzire erau văzute ca desuete, ca un semn a trecutului. Foarte ușor ne-am dus pe vârful trendului european și deja erau mulți care cântau declinul sau chiar dispariția atât a sistemelor centralizate de încălzire, cât și al gazelor, ceea ce nu se poate.
Eu am pus o întrebare simplă: cum încălzim Bucureștiul ? Mulți nu mai voiau să audă de gaze. E nevoie de aproape o mie de gigacalorii, iarna, doar pentru blocurile care sunt conectate la sistemul central. E foarte ușor de vorbit doar de planuri, dorințe, hidrogen și regenerabile etc. Dar realitatea este că majoritatea sau peste jumătate din energia primară se consumă în încălzire și în răcire. Gazul este o foarte mare componentă. Deci, trebuie într-adevăr să fim realiști. Ce înseamnă pentru România să avem propriile rezerve de gaze? Este extraordinar, iar astăzi suntem pe un trend, zicem noi, pozitiv. Adică avem proiecte pentru a dezvolta noi centrale pe gaze. Noile centrale pe gaze vor echilibra sistemul energetic", a afirmat Crețu.
Potrivit reprezentantului ELCEN, pentru București este nevoie de proiecte bine gândite, cu o trecere parțială resursa geotermală.
"Sunt proiecte care trebuie bine gândite, analizate și trecerea la geotermal va fi una parțială, deci vorbim de o integrare a tehnologiilor regenerabile. Eu nu văd astăzi o schimbare totală. Da, dacă stăteam pe o rezervă de geotermal cu o sută și ceva de grade sub București, poate luam în calcul, dar când știm că vorbim de 50, poate 60 de grade Celsius, evident că este nevoie și de gaz. și nu toată lumea este la sistemul centralizat. Soluția pentru viitor este de a gândi gazul așa cum s-a mai spus, în combinație sau integrat într-un format hibrid cu celelalte tehnologii (...) Suntem de partea bună a istoriei, dar drumul e foarte lung. Realitatea este că, și în iarna asta, vor mai fi colo-colo avarii. Realitatea este că, și anul acesta, funcționăm cu CET-uri din anii 64, dar avem proiecte, sunt în evaluare și sperăm în cel mai scurt timp să lansăm licitații, astfel încât în 3-4 ani, 5 ani să putem avea centrale noi", a apreciat șeful Elcen.
Dacă sistemul centralizat era văzut în deceniul trecut ca un semn al trecutului, în prezent, grație trendurilor europene și descoperirilor de gaze din Marea Neagră, el a revenit ca principală soluție de încălzire sustenabilă a Capitalei, a spus totodată directorul general la Electrocentrale București,
“În 2017 - 2019, erau mulți ‘specialiști’ care cântau sfârșitul sistemului centralizat. Era privit ca un semn al trecutului. Ne dusesem prea repede pe vârful trendului european. Eu am pus o întrebare simplă. Cum încalzim Bucureștiul? De cele aproape 1.000 de gigacalorii de care avem nevoie iarna, numai pentru centralizat. E foarte usor de vorbit de dorințe, hidrogen, și altele.
Realitatea este că peste jumătate din energia primară se consumă în încalzire și răcire. Iar gazul e o foarte mare componentă. Și nu putem vorbi de gaz că e poluant, atâta vreme cât în București sunt încă sobe în care se arde absolut orice, mobilă, plastic, chiar și prin centrul Bucureștiului. Războiul [din Ucraina] ne-a trezit la realitate, adică am înțeles și valoarea gazului. Ce înseamnă pentru România să avem propriile rezerve de gaze.
Așadar, astăzi suntem pe un trend pozitiv. Avem proiecte pentru a dezvolta noi centrale pe gaze. Acestea vor echilibra sistemul energetic. Valabil și pentru București și pentru celelalte orașe, avem cogenerare de mare eficiență, care e modalitatea optimă de a arde gazul, cu un randament de peste 90%. În plus, vornbim de Neptun Deep și de rezerve de gaz care ne asigură 30 de ani. Avem acea liniște că putem încălzi casele românilor și ne putem uita mai relaxați la noile tehnologii, pompe de căldură, energie geotermală”, a spus Claudiu Crețu, director general la Electrocentrale București, la evenimentul Profit Energy.forum, ediția a VIII-a.
Încălzirea geotermală este insuficientă pentru București
Încălzirea cu ajutorul energiei geotermale nu se poate face de pe un an pe altul, există un proiect, dar și dacă va fi pus în aplicare, aceasta nu e de ajuns pentru Capitală, spune reprezentantul Electrocentrale București.
“Noi deja avem un studiu pentru a introduce energia geotermală, dar lucrurile acestea nu se fac de pe un an pe altul. Sunt proiecte trebuie bine gândite. Apoi, trecerea la geotermal va fi una parțială. Daca stăteam pe o rezervă de geotermal cu o sută și ceva de grade sub București poate luam în calcul [integral]. Dar când vorbim de 50-60 de grade, evident că e nevoie și de gaz. Așadar, soluția pentru viitor este integrarea gazului cu celelalte tehnologii. Vor câștiga cele care sunt mai rentabile", spune Crețu.
Centralele individuale sunt eliminate în Europa
Crețu mai atrage atenția că varianta încălzirii individuale, cu centrală proprie, găasește tot mai puțin sprijin în Europa și se urmărește eliminarea lor, pe motiv de consum și de poluare.
“Toata situația europeană ne ajută [sistemul centralizat]. Studiile arată că boilerele individuale vor fi eliminate. Sistemele centralizate pot îngloba energii regenerabile. Am supraviețuit până acum și suntem de partea bună a istoriei. Sigur, realitatea este că vor mai fi avarii. Și anul acesta funcționăm cu CET-uri din 1964. Dar avem proiecte în evaluare. Sperăm ca în cel mai scurt timp să lansăm licitatii, astfel încât în 3-5 ani să avem centrale noi.
Anul acesta putem sta liniștiți vizavi de încălzire, spune oficialul Electrocentrale, compania având contracte ferme cu Romgaz și cu Petrom.
Relevanța viitoarelor investiții în sectorul energetic din România, al căror nivel nu s-a mai întâlnit în ultimii 50 de ani, se va vedea în următorii 50 de ani, preconizează Daniel Apostol, director general la Federația Patronală Petrol și Gaze (FPPG).
"În timpul prezentărilor colegilor de panel, am văzut într-unul din spoturile TV sintagma "Așa ceva nu s-a mai întâmplat în ultimii 50 de ani". Aș completa această sintagmă cu termenul strategic în privința nivelului investițiilor care vor fi realizate în sectorul energetic din România, care nu s-a mai întâmplat în ultimii 50 de ani, iar relevanța acestora se va vedea în următorii 50 de ani", a spus Apostol.
El a adăugat că gazele naturale vor avea un rol crucial și complex în dezvoltarea sectorului energetic și că această resursă se va plasa de partea bună a viitoarei istorii a tranziției energetice.
"Este crucial acest rol pentru că, așa cum au explicat și colegii de panel, gazele naturale sunt o resursă care poate duce pe umeri o bună parte din povara costurilor menite să facă din tranziția energetică un proces de succes în România. Este complex pentru că, dincolo de modul în care extragem aceste gaze naturale, contează cum vom arde gazele naturale. Vorbim despre felul în care această resursă naturală, odată pusă în producție, contribuie efectiv la adoptarea de noi tehnologii pe care le vedem aliniate în întregul discurs care ține de tranziția energetică și de procesul de decarbonare", a afirmat Apostol.
Reprezentantul FPPG a apreciat ca fiind complex rolul gazelor naturale și din alt punct de vedere.
"Vorbim din ce în ce mai mult și văd chiar în retorica formulării programelor de dezvoltare economică viitoare ale țării sintagma reindustrializarea României. Dacă vorbim de o reindustrializare gândită strategic, ea nu se poate face în afara resurselor naturale, în absența discuției legată de corecta și eficienta utilizare a resurselor naturale care stau la baza unor sectoare industriale", a subliniat Apostol.
El a apreciat că România, într-un interval scurt de timp, a ajuns să devină lider european în producția de gaze naturale, ceea ce ar trebui să fie o poziție cheie în strategia de reconstrucție economică a țării.
"La fel de complex este rolul gazelor naturale dacă vorbim de securitate energetică și de stabilitate energetică și economică în această regiune a lumii. Nu vedem soluționări ale tensiunilor geopolitice în această regiune care să intervină în viitorul apropiat", a arătat directorul genera al FPPG.
Apostol a subliniat că FPPG are rolul unui constructor de dialog între toate părțile implicate.
"Noi reprezentăm interesele membrilor federației, dar vrem să facem în așa fel încât dialogul să ducă la un succes reciproc. Federația urmărește atât succesul pe care trebuie să-l înregistreze sectorul energetic în relația cu stakeholder-ul politico-administrativ, cât și beneficiul întregii societăți, inclusiv al consumatorilor de energie. Federația are și rolul de consultant benevol al statului român atât în relația de construcție a cadrului de reglementare autohton, care ar trebui să fie aliniat cu cel european, cât și în relația cu mediul politic european. Noi avem misiuni de dialog și de consultare la nivelul Parlamentului European și la nivelul reprezentanților Comisiei Europene. Consider că dosarul sectorul energetic românesc trebuie să fie subiectul unei consolidări a susținerii politice atât în Parlamentul European, cât și în relația cu actuala și cu viitoarea Comisie Europeană", a mai spus Apostol.
La nivelul autorităților naționale, FPPG se află într-un dialog permanent pe subiectul viitoarelor politici economice autohtone, care ar trebui să favorizeze atragerea de investiții în dezvoltarea de noi tehnologii.
"Dacă vorbim de dezvoltare economică, de reindustrializare, trebuie să acceptăm faptul că avem nevoie de resurse, de resurse financiare, de resurse investiționale, de noi tehnologii. Legile pe care le desenăm în România trebuie să aibă această menire, și anume sprijinirea dezvoltării sectorului energetic, sprijinirea proiectele de investiții în tehnologii noi. Viitoarele legi nu trebuie să pună bariere, ba chiar ar trebui să elimine aceste bariere, care, în viitor, nu vor aduce rezultate favorabile pentru economia României", a mai spus reprezentantul FPPG.
El a atras atenția asupra mecanismului CCS.
"CCS este unul dintre exemple, așteptăm acum o soluției a alinierii reglementărilor autohtone cu cele europene care să permită adoptarea și realizarea de investiții în captarea, stocare și reutilizarea carbonului. Fără această soluție, vom avea o problemă: e greu să definești o piață doar din condei politicianist, respectiv să redactezi un regulament care să impună ceva fără se verifici dacă piața este reală. Experiența ne-a învățat încă din Antichitate că piața există atunci când avem cerere și ofertă. De aici trebuie plecat, de la cerere și ofertă", a mai spus directorul general al FPPG.
Achiziția de energie electrică are o tendință de globalizare și toate grupurile industriale străine prezente în România, care dețin fabrici în toate colțurile lumii, preferă să cumpere energia într-un mod unic, preferință pe care o doresc pusă în practică și în România, spune Theodor Livinschi, Consultant în achiziții de energie Partenerg.
"Trebuie să înțelegem că achiziția de energie pentru consumatori are o tendință de globalizare. Toate grupurile industriale prezente în România, cu capital străin și cu fabrici în toate colțurile lumii, preferă să cumpere energia într-un mod unic și preferă ca și în România această modalitate de achiziție să fie identică sau cât mai apropiată de modelele lor globale. Există companii care preferă să cumpere spot și asta nu pentru că vor să aibă parte de emoția volatilității prețurilor, ci pentru că la nivel de grup există un headging financiar și vor să aibă același index legat la TTF pentru fabricile din Europa, spre exemplu", a afirmat Livinschi.
El a spus că, din propria perspectivă, nu crede că există o prea mare dorință din partea consumatorilor pentru continuarea măsurilor de plafonare/limitare a prețurilor, dovada în acest sens fiind faptul că nimeni nu așteaptă să cumpere energia electrică pentru anul viitor.
"Sunt deja companii care și-au cumpărat energia pentru anul 2025 sau chiar 2026. Alții, din obișnuință, așteaptă expirarea contractelor, în timp ce alții preferă un preț fix la energia electrică", a arătat consultantul.
Livinschi a mai spus că atât consumatori, cât și furnizorii caută predictibilitate în privința energiei electrice.
"La nivel de furnizori, nu putem să nu observăm timming-ul ieșirii din piață a trei furnizori, și anume Enel, CEZ și, după cum se discută, E.ON. Probabil că nu există încredere cu privire la modul cum va evolua legislația în România. În acest context, grupurile internaționale, care au furnzori de energie în România, au făcut un pas în spate pe perioada plafonării și și-au redus apetitul să preia consumatori din piață, iar acest apetit a fost la îndemâna altor companii, fie cu capital străin, fie local, ultimele cu portofolii mai mici, cu abilități financiare mai reduse, cu un apetit de risc mai ridicat. Cred că trebuie găsită o formulă prin care toate tipurile de furnizori să coexiste în piață astfel încât să fie satisfăcute toate nevoile consumatorilor, pentru că și aceștia sunt diferiți", a mai spus Livinschi.
Consumatorii, a arătat consultantul, trebuie să înțeleagă că nevoia menținerii plafonării tarifelor la energie nu s-a manifestat în ultimul timp.
"Dacă ne uităm în piață, companiile contractează pentru anul 2025 sub prețul plafonat, nu văd de ce s-ar mai menține această măsură. Sunt consumatori care contractează pe 12 luni, alții pe 24 luni pentru că în piață sunt furnizori care au această ofertă. Alții au oferte începând cu aprilie 2025. Unii consumatori s-au văitat că nu au de unde să cumpere energie electrică pentru anul viitor, iar eu le spun că, din păcate, nu s-au uitat unde trebuie pentru găsi furnizori. Acum, piața poate satisface orice cerință a oricărui consumator. Plafonarea nu ar trebui să se mai prelungească, ci mai degrabă ar trebui să se transforme mai mult într-o plasă de siguranță pentru consumatorul vulnerabil", a subliniat Livinschi.
