Condiția ca schema de sprijin să mai funcționeze înainte de a avea o criză a furnizării și a întregului sector este ca statul să asigure și să ramburseze fără întârzieri toate sumele datorate furnizorilor, susține Volker Raffel, CEO al E.ON România. El insistă că re-liberalizarea trebuie să prindă piața deja deschisă, cu oferte valide. ”Așa cum am spus înainte și repet acum: piața trebuie să se deschidă din timp. Cel mai târziu acum pentru iulie 2025 și, de asemenea, deja pentru gaz după aprilie 2026”, spune Raffel.
Care sunt efectele plafonării și compensării asupra furnizorilor și asupra pieței în general, pe întregul lanț, până în prezent? Care sunt datoriile către furnizori?
Ne confruntăm în continuare cu decontarea întârziată și incertă de către stat a sumelor pentru susținerea schemelor de plafonare a prețurilor, precum și cu procesul birocratic, pentru că vedem că durează mai mult de un an pentru a primi sumele datorate. De exemplu, încă mai avem de încasat sume aferente anului 2023, este vorba de 20 milioane de lei.
Pentru perioada ianuarie – decembrie 2024, sumele transmise către ANRE au fost în valoare de circa 711 milioane lei, iar aceste cereri nu au fost încă validate până la data curentă. Din aceste sume s-au încasat până la începutul lunii martie 54 milioane de lei.
În total, E.ON Energie România are de recuperat 677 milioane lei (aproximativ 136 mil. euro). Cu acești bani, spre exemplu, putem să asigurăm mai mult de jumătate din stocul de gaz pentru clienții noștri în următorul sezon rece.
Cum va afecta în continuare piața și furnizorii prelungirea plafonării? La ce nivel ar crește datoria?
Pentru perioada de prelungire a schemei de plafonare, în cazul energiei electrice (trimestrul al doilea al acestui an), estimăm cereri suplimentare de decontare în valoare de 290 milioane de lei (aproximativ la un nivel similar cu cele estimate pentru primul trimestru al anului).
Condiția ca schema de sprijin să mai funcționeze înainte de a avea o criză a furnizării și a întregului sector este ca statul să asigure și să ramburseze fără întârzieri toate sumele datorate furnizorilor. Alte state au plătit în avans, iar atât Croația, cât și Polonia, care se pregătesc, de asemenea, să iasă din schemele lor de sprijin, au plătit întotdeauna cel târziu în a doua lună după livrarea energiei către clienți. Guvernul României a plătit, recent, pentru decembrie 2023! Acest lucru este inacceptabil și a fost șocant să vedem cât de mulți din administrația publică au fost dispuși să accepte o astfel de situație.
Schema actuală de subvenționare a tuturor, inclusiv a caselor de vacanță și a persoanelor înstărite, este prea costisitoare pentru bugetul de stat, așa cum știm cu toții. Aceasta încurajează consumul de energie chiar și atunci când nu este necesar și, prin urmare, menține artificial prețurile energiei la un nivel ridicat de piață.
În consecință, nu există alternativă decât să se încheie această schemă. Mă bucur că, în sfârșit, decizia de prelungire vine pentru prima dată însoțită de eforturi de pregătire pentru o piață liberă – de această dată, una bine pregătită.
Cum estimați că va avea loc re‑liberalizarea și cu ce efecte pe piață?
Este important să existe suficiente oferte pe piețele de energie în orice moment, dar și pentru perioade mai lungi de timp. De exemplu, dacă piața de energie pentru livrările începând cu aprilie 2025 ar fi funcționat deja în primul trimestru al anului 2024, așa cum am propus, primele tranzacții ar fi început la aproximativ 400 de lei pentru electricitate și 120 de lei pentru gaze naturale.
Din păcate, această oportunitate a fost ratată. Așa cum am anticipat, așteptarea pe piață pentru a începe vânzările până în ultimul moment, înainte de trimestrul al doilea din 2025, a dus acum la o agitație și a expus cumpărătorii la prețuri de aproximativ 800 de lei pentru electricitate și 200 de lei pentru gaze naturale în ultima săptămână. Așa cum am spus înainte și repet acum: piața trebuie să se deschidă din timp. Cel mai târziu acum pentru iulie 2025 și, de asemenea, deja pentru gaz după aprilie 2026, pentru a nu repeta acest fenomen.
Pot spune cu certitudine de ce producătorii nu au oferit cantități mai mari pentru perioada post-plafonare încă de acum un an. Fie a fost speculație – caz în care a funcționat pentru ei, dar nu a fost benefic pentru clienții finali – fie, și acesta este scenariul pe care îl consider mai probabil, a fost incertitudinea legată de o posibilă nouă intervenție a statului prin prelungirea schemei de plafonare, așa cum s-a întâmplat acum. Acest lucru arată că și finalul unei scheme de plafonare trebuie să fie predictibil.
Cum au afectat/determinat plafonarea și compensarea luarea unor decizii ale acționariatului E.ON în ceea ce privește afacerea din România?
Așa cum am anunțat deja, în conformitate cu strategia sa, E.ON își revizuiește continuu portofoliul pentru a avansa în cadrul agendei sale strategice privind sustenabilitatea, digitalizarea și creșterea. Această revizuire strategică a inclus și afacerea de retail din România. În prezent așteptăm decizia autorităților implicate.
Strategia E.ON este de a se concentra pe soluțiile pentru clienți și avem bine dezvoltată această linie de activitate în România, alături de zona de distribuție. Însă, în ceea ce privește partea „tradițională”, de furnizare a energiei electrice și a gazelor naturale, existența unei piețe lichide și fiabile este esențială pentru buna funcționare a unei companii. Dacă această piață nu este funcțională – și, după 20 de ani de experiență am văzut că încă nu suntem într-o piață funcțională nici în momentul de față – acest lucru înseamnă că există o expunere foarte mare la intervenții politice pentru companii cu un focus clar pe furnizare, soluții și rețea, așa cum are E.ON. Alți investitori, cu o abordare diferită pe partea de producție, parteneriate sau contracte pe termen lung, pot avea o expunere mai redusă la specificul României.
Și nu este vorba despre o evaluare a prezenței în România în ansamblu, tranzacția nu vizează distribuția. Iar pentru clienții de energie, rămân pe deplin convins că România își va rezolva problemele energetice mult mai repede decât, de exemplu, Germania, deoarece România va înregistra creșteri impresionante nu doar în domeniul energiilor regenerabile, ci și, deja în următorii 1-3 ani, în ceea ce privește noile capacități de gaze naturale și energie electrică.
Cum vedeți evoluția tranziției verzi, având în vedere că există atât de multe riscuri de competitivitate la nivelul industriei?
Nu sunt un fan al dogmelor, dar sunt deschis avantajelor noilor tehnologii care apar în lume și devin competitive. Costul total de producție al unui kWh într-o nouă centrală fotovoltaică este mult mai mic astăzi decât cel al unei noi centrale pe cărbune de înaltă eficiență. Avem nevoie de un mix stabil, dar acesta este motivul real pentru care ponderea surselor regenerabile crește. Și va fi gestionabil, dacă găsim calea să facem această tranziție într-un mod pragmatic și viabil economic, bazându-ne pe ceea ce avem.
România face pași să își dubleze capacitatea nucleară, sporind securitatea energetică și sprijinind, totodată, obiectivele climatice. Mă aștept, în același timp, ca gazele naturale să continue să joace un rol semnificativ în viitorul sectorului energetic. România are acest atu și este dreptul ei să beneficieze de această resursă.
Prin mixul de surse de energie convențională și regenerabilă putem face ca energia să fie mai accesibilă ca preț pentru acasă, dar și pentru industrie. În fapt, tranziția energetică înseamnă democratizarea energiei și de aceea promovăm soluții prin care clienții să își producă singuri energia necesară, să consume mai prudent și mai eficient.
Ieftinirea electricității este posibilă dacă toată această energie verde va putea fi preluată integral și în siguranță de rețele solide și moderne pentru a ajunge acolo unde este nevoie de ea.
Un timp mai scurt pentru obținerea avizelor pentru proiectele de energie regenerabilă și infrastructură energetică poate contribui la scăderea costurilor de producție a energiei electrice. Iar dacă rețeaua este modernă și solidă, costurile de racordare devin mai mici pentru investitorii din industrie.
Costurile mai mici de conectare la rețea vor încuraja investitorii să vină în România și astfel vom avea un consum mai mare de energie electrică, va fi stimulată creșterea PIB, dar în același timp va scădea și tariful de distribuție.
Suntem gata să colaborăm cu ANRE în realizarea unui plan de acțiune pentru România.
Ce ar trebui să facă România și autoritatea de reglementare pentru a asigura investițiile viitoare în rețele?
În 2024, au fost publicate metodologiile tarifare aferente perioadei a cincea de reglementare (PR5) atât pentru energie electrică, cât și pentru gaze naturale.
Un aspect important este alocarea/recunoașterea de către ANRE a costurilor operaționale sub nivelul OPEX necesar pentru desfășurarea în cele mai bune condiții a activității de distribuție (în special pentru energie electrică).
Este necesar, de exemplu, ca în ceea ce privește costurile pentru achiziționarea CT/CPT acestea să fie recunoscute în întregime, în conformitate cu condițiile pieței și cu cele mai bune practici în achiziționarea cantităților necesare.
Nivelul RRR (RoR/WACC) folosit pentru remunerarea capitalului investit în rețele este de 6,94% (în termeni reali) pentru a cincea perioadă de reglementare, sub nivelul estimat în studiul KPMG, care este de 9,76% pentru energie electrică și 10,34% pentru gaze naturale. Acest nivel al WACC stabilit de ANRE nu încurajează investițiile în rețele pentru a crește siguranța exploatării rețelelor de energie și gaze sau pentru a îmbunătăți calitatea serviciului de distribuție.
Într-un context economic destul de dificil, în 2024 am investit 171 mil. euro, cu peste 90% mai mult față de media anuală a intervalului 2010-2019 (90 mil. euro/ an). Pentru 2025 ne-am propus investiții de 250 mil. euro, cu 46% mai mari decât cele din anul precedent.
La momentul de față avem în derulare pentru modernizarea și dezvoltarea rețelei de electricitate 14 proiecte cu finanțare europeană în valoare de 410,7 milioane de euro, din care 307 sunt cofinanțare UE. Prin aceste investiții, instalăm circa 900.000 contoare SMART, modernizăm 33 de stații de transformare, dar și rețele de înaltă și joasă tensiune.
Este important de spus că am prevăzut pentru perioada a cincea de reglementare peste 4,7 miliarde de lei (950 milioane de euro) pentru rețeaua de distribuție a energiei electrice, jumătate din fonduri proprii, iar restul din surse atrase și fonduri europene. Acestea din urmă sunt parțial semnate, dar disponibilitatea lor suplimentară a fost anunțată, însă rămâne incertă.
Una dintre marile provocări este reprezentată de integrarea în rețea a capacităților de generare a energiei verzi, prosumatori și producători mari. La finele lui 2024, peste 27.000 de prosumatori (cu o putere instalată de circa 293 MW) erau conectați la rețeaua Delgaz Grid.
Luând în calcul viitorii prosumatorii și producători din capacități de generare RES, la nivelul 2030 estimăm că vom avea o putere totală de peste 1.400 MW. Am putea spune, așadar, că în Moldova vom avea capacități care vor produce energie cât o centrală nucleară de puterea actuală a celei de la Cernavodă.
Deci, cheia stă în investițiile în rețele! Din păcate, la acest moment, volumul de investiții la nivelul sectorului este mult prea mic pentru a ajunge la țintele noastre. Companiile din sector își doresc să investească mai mult, acces la finanțare există, lipsește doar cadrul de reglementare.
_____________________________________________
Interviul a apărut inițial în ediția tipărită a Energynomics Magazine, la sfârșitul lunii martie 2025.
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.
