Potrivit ultimelor evaluări ale companiilor membre ACUE, operatorii de distribuţie ar trebui să finanţeze, din fonduri proprii, cel puţin 6 miliarde de euro pentru investiţiile necesare în următorii 5 ani, iar elementul cheie pentru atragerea investiţiilor îl reprezintă cadrul de reglementare care ar trebui să permită recuperarea prin tarifele de distribuţie a costurilor de finanţare actuale, din piaţa de capital
"Din punctul nostru de vedere, în 2030, la cum se aşează piaţa de energie şi la nevoia ca distribuţia să-şi schimbe total rolul pe piaţă, dacă aceste investiţii nu se fac, din estimările noastre, costurile vor fi mai mari decât în cazul unor investiţii accelerate. Nu vom putea să conectăm noile tehnologii, noi consumatori sau prosumatori sau noi surse de energie. Se vor deteriora condiţiile de funcţionare a sistemului energetic, vom avea pierderi economice din incapacitatea de a livra în reţea energia regenerabilă. Ne ratăm încă o dată acest potenţial despre care vorbim (de a fi hub energetic - n. r.). Fără distribuţie vom fi iar deconectaţi de la sistemul european.Estimarea noastră este că lipsa acestor investiţii va costa mult mai mult în 2030 consumatorul, atât cel casnic, cât şi pe cel non casnic", a explicat Dărăban, marţi, la o întâlnire cu presa.
Potrivit acesteia, impactul în tariful de distribuţie al triplării investiţiilor din fonduri proprii pe care trebuie să le asigure operatorii de distribuţie ar fi, strict pe această bucată, undeva la 5 bani/KWh, creşterea în factură, la un consum de 150 KWh, până în 2030, fiind estimată la 8 lei.
"Pe un scenariu de bază, pe triplarea nivelului de investiţii, cel puţin din fondurile proprii pe care trebuie să le asigure operatorii de distribuţie, adică de la 2,3 miliarde ne mutăm spre un 6 miliarde euro pe următoarea perioadă de reglementare, vorbim de un tarif care poate să ajungă până în 2030, dar strict pe această bucată, undeva la 5 bani KWh. Este vorba de 5 bani/KWh strict pe suplimentul de investiţii necesar pentru a aduce România în filmul realist al tranziţiei energetice. Creşterea în factură, la un consum de 150 KWh, până în 2030, este de 8 lei", a spus directorul ACUE.
Ea a subliniat că realizarea acestor investiţii depinde foarte mult de cadrul de reglementare, care include câteva elemente importante, precum metodologia de recunoaştere a tarifelor, cum se recunosc investiţiile şi rata de rentabilitate.
"O activitate complet reglementată depinde foarte mult de cadrul de reglementare. Cadrul de reglementare include câteva elemente foarte importante: metodologia de recunoaştere a tarifelor, cum se recunosc investiţiile şi rata de rentabilitate. Toate aceste documente sunt în momentul de faţă în dezbatere pentru stabilirea cadrului de reglementare pentru următoarea perioadă de reglementare, adică următorii cinci ani. Dacă aceste decizii nu vor fi decizii care să asigure accesul la finanţarea necesară, probabil că distribuitorii nu vor găsi banii necesari să facă aceste investiţii şi ne vom încadra în ceea ce ne va oferta piaţa la rata de rentabilitate stabilită de ANRE", a precizat Daniela Dărăban.
Aceasta a semnalat că următoarea perioadă de reglementare este cea mai importantă pentru sectorul energetic, pentru că va asigura, "mai mult sau mai puţin", tranziţia necesară în sensul îndeplinirii obiectivelor asumate deja, până în 2030-2035, respectiv ceea ce operatorii din distribuţii vor anunţa ca planuri de investiţii.
Potrivit reprezentanţilor ACUE, pilonii principali ai unui cadru de reglementare care să stimuleze investiţiile sunt: metodologie tarifară predictibilă şi adecvată realităţilor de astăzi din piaţă şi, respectiv, ţintelor tranziţiei energetice; cadru de reglementare stabil cu o consultare adecvată care să permită planificarea şi implementarea investiţiilor în beneficiul consumatorilor (cu îmbunătăţirea parametrilor serviciului de distribuţie); rată de remunerare care să facă posibilă atragerea capitalurilor pentru investiţii, respectiv să acopere riscurile în creştere şi condiţiile macroeconomice care s-au deteriorat faţă de anul 2020 (anul aprobării RRR actual), pe care investitorii şi finanţatorii trebuie să şi le asume.
În calculul RRR, subliniază aceştia, intră o serie de indicatori precum riscul de ţară/suveran (reflectat de costul bondurilor emise de statul roman), riscurile economice şi de sector precum şi costurile de împrumut.
Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei a publicat, luni seara, proiectul de Ordin privind stabilirea ratei reglementate a rentabilităţii capitalului investit aplicată la aprobarea tarifelor pentru serviciile de transport şi distribuţie ale energiei electrice şi gazelor naturale, pentru a cincea perioadă de reglementare, prin care se propune aprobarea valorii de 6,94% pentru rata reglementată a rentabilităţii capitalului investit, exprimată în termeni reali, înainte de impozitare, aplicată la stabilirea tarifelor pentru serviciile de transport şi distribuţie ale energiei electrice şi gazelor naturale, pe toată durata perioadei a cincea de reglementare, pentru fiecare dintre activităţile reglementate.
"ANRE a avut în vedere ca valoarea indicatorului macroeconomic să se afle în concordanţă cu realitatea din cadrul economiei naţionale şi europene, în scopul evitării recunoaşterii în cadrul structurii tarifelor reglementate a unor costuri de capital excesive şi în vederea menţinerii unui echilibru între interesele operatorilor şi ale utilizatorilor unor servicii publice, respectiv ale consumatorilor finali. De altfel, Agenţia pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare a Energiei (ACER) recomandă autorităţilor de reglementare compararea parametrilor cu valori
utilizate în alte state membre UE, considerând că analiza comparativă este un instrument important în definirea sau aprobarea unor parametri relevanţi", se menţionează în Referatul de aprobare a proiectului.
Agerpres