Companiile de distribuție a energiei electrice s-au angajat la o creștere a investițiilor în perioada a cincea de reglementare, conform oficialilor ANRE. Am discutat cu Daniela Dărăban, directorul executiv al Federației Asociațiilor Companiilor de Utilități din Energie (ACUE), despre perspectivele dezvoltării rețelelor de distribuție de energie electrică și gaze naturale.
Stimată doamnă Daniela Dărăban, sunt investițiile propuse de operatorii de distribuție suficiente pentru asigurarea transformărilor necesare din infrastructură, noilor roluri și funcțiuni pe care trebuie să le asigure operatorii? Ce ne puteți spune despre investițiile în rețelele de gaze naturale?
Prin natura modelului de afaceri, investitorii în rețelele de distribuție adoptă o abordare proactivă, adaptându-se la noile cerințe și evoluții ale pieței energetice. Ei trebuie să fie flexibili și pregătiți să răspundă schimbărilor tehnologice. Totuși, o strategie bazată pe creșterea semnificativă a nivelului de investiții în rețele este puternic influențată de cadrul de reglementare. Reglementările stabilesc parametrii în care companiile din sectorul distribuției operează, afectând astfel costurile de operare, posibilitatea de recuperare a investițiilor și rentabilitatea pe termen lung. În acest context, un cadru de reglementare stimulativ, stabil și predictibil este esențial pentru investitori.
În ultimii cinci ani, operatorii de distribuție au investit anual pentru modernizarea rețelelor de energie electrică, în medie, aproximativ 500 milioane de euro, la nivel național. Pentru rețelele de gaze naturale s-au investit, în medie, 720 milioane de lei (aprox. 144 milioane de euro ) pe an în perioada 2019-2023, conform datelor ANRE.
Într-un sistem energetic aflat într-o continuă evoluție, complexitățile și schimbările rapide ale pieței, tehnologiilor și reglementărilor impun o reevaluare frecventă a metodologiilor tarifare pentru a asigura sustenabilitatea și eficiența acestora.
Avem peste 500.000 km de rețele de distribuție energie electrică și aproape 60.000 km de rețele de gaze naturale. Transformarea infrastructurii de distribuție a energiei este crucială pentru a asigura competitivitatea economică și securitatea energetică pe termen lung. O infrastructură modernizată ar permite adaptarea rețelelor pentru o comunicație bidirecțională, tranziția la gaze verzi, adoptarea tehnologiilor de rețea inteligentă și îndeplinirea de funcții avansate, trecând de la un model tradițional de distribuție a energiei la unul interactiv, esențial pentru tranziția energetică.
Cu toate acestea, pentru a satisface nevoile viitorului, industria estimează necesitatea unei creșteri substanțiale a investițiilor în rețelele de energie electrică, între 9 și 11 miliarde de euro pentru următorii cinci ani, ceea ce echivalează cu o triplare a sumelor alocate anual. Din această sumă, pentru circa 6 miliarde de euro operatorii trebuie să atragă finanțări suplimentare din mediul privat, conform unui studiu realizat la nivel de sector. Practic, ordinul de mărime necesar pentru investiții în rețelele de distribuție energie electrică trece de la miliarde de lei la miliarde de euro dacă ar fi să comparăm perioada 4 cu perioada 5 de reglementare.
Pentru atingerea acestui obiectiv ambițios, capitalul privat va fi crucial. Atragerea fondurilor depinde însă de un cadru de reglementare care să ofere siguranță și atractivitate investitorilor, iar stabilitatea și claritatea reglementărilor vor fi fundamentale în această ecuație. Din păcate, rata de rentabilitate a capitalului investit în rețele de energie, stabilită pentru perioada 2025-2030, limitează, în opinia noastră, capacitatea companiilor de a accesa finanțare externă.
Mai mult, cadrul de reglementare stabilit pentru perioada 2025-2030 pentru modernizarea rețelelor de distribuție energie electrică nu se ridică la exigențele momentului. Lipsește anticiparea dimensiunii transformărilor din energie și o abordare planificată și predictivă. Acestea sunt elemente fundamentale pentru atragerea capitalului și susținerea ritmului de modernizare necesar.
În cazul rețelelor de gaze naturale, cadrul de reglementare pentru perioada 2025-2030, este în consultare iar așteptarea firească este să avem o decizie finală care stimulează investițiile în tehnologiile rețelelor inteligente, infrastructura hidrogenului și integrarea biometanului.
Într-un sistem energetic aflat într-o continuă evoluție, complexitățile și schimbările rapide ale pieței, tehnologiilor și reglementărilor impun o reevaluare frecventă a metodologiilor tarifare pentru a asigura sustenabilitatea și eficiența acestora. În acest context, ACER (Agenția pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei) joacă un rol esențial în sprijinirea autorităților naționale de reglementare (ANR) în adaptarea reglementărilor tarifare la realitățile pieței și la obiectivele Uniunii Europene privind tranziția energetică și decarbonarea. ACER și-a asumat că va furniza și actualiza, cel puțin o dată la doi ani, un raport de bune practici privind metodologiile tarifare de transport și distribuție, iar autoritățile naționale de reglementare trebuie să adopte în mod corespunzător aceste recomandări.
În prezent, ponderea tarifelor de distribuție în factura finală este de circa 20%. La cât ar urca această pondere dacă reglementatorul ar accepta propunerea ACUE de majorare a ratei de rentabilitate reglementată (RRR) astfel încât să permită triplarea investițiilor? Care sunt diferențele în termeni nominali?
Tariful de distribuție a energiei electrice este o componentă a costului total al energiei pe care îl plătește un consumator final. Acest tarif include, de regulă, costurile de infrastructură, costurile de operare și întreținere, consumul propriu tehnologic al rețelei, alte costuri cu servicii și suport.
Pentru suplimentarea investițiilor necesare în rețelele de distribuție energie electrică, ACUE a derulat o serie de analize detaliate pentru a evalua impactul investițiilor în tarifele viitoare, modelând scenarii care proiectează costurile până în 2030. În cel mai optimist scenariu, investițiile s-ar putea tripla, iar impactul tarifar s-ar ajusta gradual, până la o creștere de aproximativ 5 bani/kWh în 2030. Tradus într-un exemplu concret, pentru o gospodărie cu un consum lunar de 150 kWh, această ajustare ar echivala cu doar 8 lei în plus la factura lunară, la orizontul anului 2030.
Pentru o gospodărie cu un consum lunar de 150 kWh, ajustarea ar echivala cu doar 8 lei în plus la factura lunară, la orizontul anului 2030.
Operatorii, totuși, se află în limitele unui cadru de reglementare strict, care stabilește nu doar nivelul, ci și direcțiile precise ale investițiilor. Un ritm al investițiilor mai redus decât cel cerut de contextul actual ar lăsa consumatorii fără acces la beneficiile tranziției energetice moderne. Mai mult, ar bloca accesul la noile funcționalități de distribuție prin care utilizatorii ar putea juca un rol activ pe piața de energie și, pe termen lung, ar afecta serios competitivitatea economiei românești în fața unei piețe globale tot mai dinamice.
Există o relație între creșterea investițiilor în rețea (și creșterea tarifelor de distribuție) și reducerea prețurilor la energia marfă? În ce constă aceasta?
Energia activă este componenta principală a consumului de electricitate. Transformarea rețelelor, prin integrarea noilor tehnologii de producere și de consum, este esențială pentru optimizarea costurilor cu energia ale utilizatorilor. Creșterea investițiilor în infrastructură va duce, inevitabil, la o ajustare a tarifelor de distribuție. Dar aici intervine un detaliu esențial: amortizarea acestor investiții se întinde pe 25-30 de ani, ceea ce face ca impactul în factură să fie treptat și sustenabil. În plus, prin aceste transformări, consumatorii au acces la soluții și tehnologii curate care reduc semnificativ ponderea energiei ca marfă în prețul final.
În condițiile în care energia activă reprezintă cea mai mare pondere în costul total plătit de consumatorul final, gândiți-vă la modelul de producție pentru autoconsum: produci energie pentru tine și apelezi la rețea doar când ai nevoie. Sau la tehnologiile noi de management al consumului, care permit o utilizare mai eficientă și mai inteligentă a energiei. În final, prin facilitarea acestor noi tehnologii, rețeaua de distribuție devine un partener activ al utilizatorului, iar costul total al energiei pentru consumator se diminuează gradual.
În ce fel prioritizează operatorii de distribuție investițiile viitoare și cât de transparente sunt aceste procese față de reglementator și față de publicul general?
Operatorii de distribuție își calibrează investițiile într-un echilibru fin între necesitățile imediate ale utilizatorilor, cerințele pe termen lung și impactul economic asupra întregului ecosistem energetic. Însă, fiind un proces complet reglementat, operatorii pot acționa în limitele stabilite de ANRE, care aprobă direcțiile investiționale și tipurile de lucrări. În centrul acestui efort de planificare se află trei direcții majore: modernizarea infrastructurii pentru a crește calitatea și fiabilitatea serviciului, extinderea capacităților rețelei și adoptarea tehnologiilor inovatoare pentru a sprijini integrarea eficientă de noi consumatori, prosumatori și producători.
Fiecare decizie de investiție este fundamentată prin analize riguroase de eficiență economică și prin proiecții care demonstrează beneficiile tangibile pentru consumatori. Operatorii și reglementatorii trebuie să colaboreze constant încât publicul general și investitorii să aibă o înțelegere clară asupra modului în care sunt distribuite resursele și asupra motivelor strategice din spatele fiecărei investiții.
La nivel european, în planul de acțiune pentru rețele lansat de Comisia Europeană se discută despre investițiile anticipative. O investiție anticipativă abordează în mod proactiv evoluțiile așteptate, privind dincolo de nevoile imediate de producție sau de cerere, presupunând, cu un nivel suficient de certitudine, că acestea se vor materializa, în ciuda potențialei utilizări scăzute pe termen scurt.
În ce fel pot fi reduse diferențele de viziune dintre reglementator și operatori în ceea ce privește metodologia de calcul a RRR, mai ales în ceea ce privește recunoaștere investițiilor în digitalizare?
Reducerea diferențelor de viziune dintre reglementator și operatori pe tema ratei de rentabilitate reglementată și a investițiilor în digitalizare necesită un dialog concentrat pe date reale, beneficii pe termen lung și pe alinierea cu obiectivele strategice de modernizare a rețelei – dar și o schimbare de mentalitate care să privească automatizarea, digitalizarea și, implicit, securitatea cibernetică drept fundament pentru viitorul sectorului energetic.
Pentru echilibru, se poate implementa o abordare metodologică prin care să acorde o pondere specială investițiilor în automatizare și digitalizare. Aceasta ar însemna recunoașterea explicită a investițiilor în tehnologii de preluare, transmitere, stocare și analiză a datelor, elemente fundamentale pentru optimizarea rețelelor și pentru accelerarea deciziilor operaționale. O metodologie de tarifare care să includă un stimulent suplimentar pentru digitalizare ar putea alinia mai bine interesele ambelor părți, întrucât digitalizarea aduce beneficii directe și cuantificabile, atât în eficiența operativă, cât și în reziliența rețelei.
O colaborare strânsă între operatorii de rețea, autoritățile de reglementare și furnizorii de tehnologii poate accelera implementarea noilor soluții digitale și poate asigura o abordare coordonată în procesul de modernizare a infrastructurii energetice.
_____________________________________________
Interviul a apărut inițial în ediția tipărită a Energynomics Magazine, la începutul lunii decembrie 2024.
Dacă vrei să primești prin curier revista Energynomics, în format tipărit sau electronic, scrie-ne la adresa office [at] energynomics.ro, pentru a te include în lista de distribuție. Toate numerele anterioare sunt accesibile AICI, în format electronic.
