Noul sistem de reglemenatre a pieței gazelor propus de guvern nu mai stabilește un plafon maxim al prețului final pentru gospodării, ci introduce costuri reglementate pe întreg lanțul de aprovizionare, în mod specific, pe partea de achiziție și de furnizare. Astfel, pe factură consumatorul va vedea cel mai mic preț dintre cel stabilit prin contractul de furnizare și prețul rezultat din suma costurilor reglementate de pe lanțul de aprovizionare, spune Daniela Dărăban, Directorul executiv al Federației ACUE (Federaţia Asociaţiilor Companiilor de Utilităţi din Energie). ”Piețele angro internaționale de gaze rămân sensibile la contextul geopolitic, iar mecanismul de plafonare, cu o serie de ajustări, a fost prelungit până în aprilie 2027 pentru consumatorii casnici”, spune Daniela Dărăban. România are nevoie de măsuri concrete pentru creșterea lichidității pe piețele angro de gaze, un element esențial pentru formarea unor prețuri competitive și pentru stabilitatea sectorului energetic. Totodată, trebuie consolidat și perfecționat mecanismul de protecție țintită pentru consumatorii vulnerabili, afirmă Daniela Dărăban, în cadrul unui interviu exclusiv oferit Energynomics. Iar pentru a atrage investiții noi, ”România nu trebuie să inventeze soluții. Este esențial să reducă povara fiscală, în linie cu recomandările europene, să elimine impredictibilitatea deciziilor și a cadrului de reglementare și să adopte politici de încurajare a investițiilor în conformitate cu standardele Uniunii Europene”, susține directorul ACUE.
Care ar fi fost cel mai bun scenariu pentru re-liberalizarea pieței de gaze, în opinia ACUE?
Pentru sectorul energetic, reglementările succesive și legislația imprevizibilă reprezintă unele dintre cele mai mari riscuri și constituie o piedică în dezvoltarea sa.
Rolul corect al statului într-o piață liberă de energie nu este să stabilească prețuri sau să substituie concurența, ci să creeze cadrul în care piața poate funcționa eficient, predictibil și echitabil, prin reguli clare, stabile și transparente. Orice intervenție punctuală într-un context excepțional de criză trebuie să fie legitimă, justificată, proporțională și limitată în timp.
Prima regulă a politicii publice este fundamentarea intervenției. Plafonarea generalizată a prețurilor la gaze a fost justificată de creșterea abruptă a prețurilor pe piețele angro în perioada 2021–2022, într-un context excepțional marcat de volatilitate și incertitudine. De exemplu, pe piața europeană de referință TTF, prețul gazelor a crescut de la aproximativ 20 €/MWh la începutul lui 2021 la peste 180 €/MWh la finalul aceluiași an, iar în august 2022 a depășit 300 €/MWh, pe fondul tensiunilor geopolitice și al reducerii livrărilor de gaze către Europa.
În aceste condiții, introducerea unei scheme de protecție a consumatorilor era legitimă. În mod ideal, însă, o astfel de intervenție ar fi trebuit să fie țintită către consumatorii vulnerabili sau către sectoarele cu adevărat expuse, însă s-a optat pentru o plafonare generalizată.
Pe măsură ce piața și-a revenit, era firesc să fie retras gradual și mecanismul de intervenție. Plafonul stabilit a fost unul maximal, iar în ultimii doi ani furnizorii au facturat gazele pentru populație și agenții economici la nivelul sau chiar sub aceste plafoane, în funcție de condițiile din piață. Această convergență între prețurile de piață și plafonul maximal reprezintă un argument solid pentru eliminarea schemei de plafonare.
Totuși, piețele angro internaționale de gaze rămân sensibile la contextul geopolitic, iar mecanismul de plafonare, cu o serie de ajustări, a fost prelungit până în aprilie 2027 pentru consumatorii casnici.
Ceea ce lipsește însă sunt măsurile necesare pentru consolidarea funcționării pieței. În special, este nevoie de măsuri concrete pentru creșterea lichidității pe piețele angro de gaze, un element esențial pentru formarea unor prețuri competitive și pentru stabilitatea sectorului energetic. Piețele lichide rămân esențiale pentru obținerea unor prețuri corecte și pentru stabilitatea de care au nevoie atât industria, cât și consumatorii casnici.
În același timp, anul de tranziție nu trebuie pierdut. În paralel, până la eliminarea schemei pentru consumatorii casnici, în aprilie 2027, trebuie consolidat și perfecționat mecanismul de protecție țintită pentru consumatorii vulnerabili. Un pas important a fost realizat anul trecut prin crearea platformei EPIDS pentru acordarea tichetelor pentru energie electrică, sistem care poate fi adaptat, perfecționat și eficientizat pentru a susține și consumatorii vulnerabili de gaze.
Mai mult, pe termen mediu și lung este nevoie de o strategie asumată pentru soluțiile de încălzire rezidențială. România trebuie să reducă gradual dependența de încălzirea pe lemne și să promoveze alternative mai eficiente și mai puțin poluante.
Ce va însemna pentru piață, prețuri și jucători acest model de preț administrat impus de autorități?
Vorbim despre aproximativ 35% din consumul național de gaze, reprezentat de consumul casnic, care este însă puternic concentrat în sezonul rece – aproximativ 80% din consumul anual al gospodăriilor are loc iarna. Noile măsuri de sprijin urmăresc să asigure stabilitate, predictibilitate și protecție pentru populație, în special în sezonul rece următor.
Noul sistem propus nu mai stabilește un plafon maxim al prețului final pentru gospodării, ci introduce costuri reglementate pe întreg lanțul de aprovizionare, în mod specific, pe partea de achiziție și de furnizare. Astfel, pe factură consumatorul va vedea cel mai mic preț dintre cel stabilit prin contractul de furnizare și prețul rezultat din suma costurilor reglementate de pe lanțul de aprovizionare.
Potrivit estimărilor actuale, consumul casnic ar urma să fie asigurat și iarna viitoare la un nivel de preț apropiat de cel din sezonul rece 2025-2026. Acest lucru este posibil deoarece mecanismul permite planificarea din timp a cantităților necesare, inclusiv pentru înmagazinare.
În același timp, segmentul de furnizare rămâne cel mai competitiv, iar consumatorii au în continuare posibilitatea de a alege oferta care li se potrivește cel mai bine. Atât consumatorii casnici, cât și cei non-casnici sunt încurajați să se informeze periodic asupra ofertelor disponibile în piață și să aleagă opțiunea cea mai potrivită nevoilor lor.
Cum putem avea o lichiditate, o reprezentare și o transparență mai bune pe piața gazelor? Cum poate un program de tip gas release gazelor să ajute la rezolvarea problemei pieței? Cum a funcționat acesta în trecut?
Pentru ca prețurile să se formeze corect, piața gazelor din România are nevoie, în primul rând, de o lichiditate sporită. Vorbim despre existența unui număr suficient de oferte de vânzare pentru diferite produse bursiere și pentru diferite perioade de livrare a gazelor. De asemenea, tranzacțiile încheiate zilnic, inclusiv pentru produse pe termen mediu și lung, trebuie să fie în număr suficient pentru a putea genera repere de preț robuste și credibile pentru participanții la piață.
Un program de tip gas release a funcționat și în trecut ca obligație pentru producători de a vinde pe piețele centralizate un anumit procent din producția lor. Odată cu instituirea măsurilor de plafonare a prețurilor, această obligație a fost eliminată din legislație. În schimb, pentru furnizori s-a menținut obligația de a achiziționa de pe piețele centralizate, pe termen lung, minimum 50% din necesarul de consum al clienților din portofoliu.
În marile hub-uri europene, precum TTF, volumul tranzacțiilor este de zeci de ori mai mare decât consumul fizic, ceea ce asigură lichiditate și repere de preț solide. În România, lichiditatea este încă limitată, cu un raport între volumul tranzacționat și consumul fizic de gaze apropiat de 1 sau chiar sub acest nivel. Acest lucru arată că piața are nevoie de mai multe tranzacții și de cantități mai mari disponibile la vânzare pentru a genera semnale de preț robuste și credibile.
Din acest motiv, am propus reintroducerea unui mecanism de tip gas release, care să asigure predictibilitate asupra cantităților disponibile la vânzare în piață. Un astfel de instrument s-a demonstrat benefic pentru piață, contribuind la creșterea lichidității și la stabilitatea prețurilor.
Este suficientă măsura luată recent de guvern pentru protecția consumatorului vulnerabil? Ce altceva ar mai trebui făcut?
Politicile sociale nu ar trebui realizate prin controlul prețurilor sau prin intervenții administrative în piață. Astfel de măsuri limitează investițiile atât în producție, cât și în distribuție și pot genera, în timp, un efect de bumerang. Fără investiții suficiente în sectorul energetic, nu pot fi obținute prețuri sustenabile pentru energie.
Statul a făcut un pas în direcția corectă anul trecut, prin acordarea unui sprijin direct consumatorilor vulnerabili de energie. Așteptarea noastră este ca, în perioada următoare, să fie stabilit cât mai rapid un mecanism de sprijin direct pentru consumul de gaze al consumatorilor vulnerabili, în special pentru sezonul rece următor.
Piața liberă este adesea percepută ca un risc, însă în realitate ea reprezintă garanția concurenței și a ofertelor competitive. Experiența ieșirii din plafonare pe piața energiei electrice arată că ofertele s-au diversificat și că tot mai mulți consumatori caută activ opțiuni avantajoase, preluând un rol mai activ în gestionarea costurilor cu energia.
Responsabilitatea Guvernului României nu se oprește însă la adoptarea unor programe de sprijin. Este la fel de important ca aceste programe să funcționeze eficient în practică, prin proceduri simple, informare clară pentru consumatori și mecanisme automate de acordare a sprijinului, acolo unde este posibil.
Ce ar trebui să schimbe România în regimul de impozitare pentru a atrage mai multe investiții directe și a reduce presiunea din partea investitorilor?
România nu trebuie să inventeze soluții noi. Este esențial să reducă povara fiscală, în linie cu recomandările europene, să elimine impredictibilitatea deciziilor și a cadrului de reglementare și să adopte politici de încurajare a investițiilor în conformitate cu standardele Uniunii Europene.
În prezent, sectorul energetic se confruntă cu un nivel ridicat de fiscalitate și cu o serie de taxe suplimentare care afectează predictibilitatea investițiilor. De exemplu, avem cunoscuta „taxă pe stâlp”, care în realitate este o taxă aplicată investițiilor în infrastructură energetică, chiar dacă aceasta urmează să fie eliminată începând cu anul viitor. La care se adaugă mai multe taxe suplimentare aplicate pe segmentul de producție, precum impozitul pe veniturile suplimentare obținute din vânzarea gazelor naturale, o taxă specifică producătorilor de gaze, plătită în plus față de impozitul pe profit și redevențe.
În același timp, pe partea de preț final pentru consumatori s-a optat pentru majorarea TVA, în locul reducerii acesteia, așa cum au procedat alte state europene.
În acest context, este important să ne decidem dacă tratăm sectorul energetic ca pe o sursă suplimentară de venituri la buget sau dacă îl lăsăm să se dezvolte pentru a susține investițiile necesare unui sistem energetic modern și competitiv. Considerăm că taxarea suplimentară de tip windfall poate fi justificată în situații excepționale, însă doar în cadrul unui mecanism corect, transparent și temporar, care să justifice o astfel de intervenție.
Redresarea economică și bugetară nu poate avea loc fără măsuri care să încurajeze investițiile în sectorul energetic. Ca exemplu pentru sectorul de distribuție, un studiu realizat arată că atragerea de investiții suplimentare în rețelele de distribuție, printr-un cadru de reglementare stimulativ și adaptat nevoilor tranziției energetice, ar putea genera un impact economic pozitiv anual de aproximativ 3,3% din PIB. În absența unor stimulente concrete pentru investițiile în rețelele de distribuție, România riscă să piardă o oportunitate de creștere economică anuală de până la 10,6 miliarde de euro.
Sectorul energetic este un sector critic pentru competitivitatea economică, dar și pentru valoarea adăugată pe care o generează în economie prin efectele sale pe orizontală. De aceea, trebuie tratat cu responsabilitate și cu o viziune pe termen lung, evitând măsuri de taxare suplimentară motivate exclusiv de nevoia de a crește veniturile bugetare pe termen scurt. Impactul pe termen mediu și lung poate fi unul nedorit, prin descurajarea investițiilor de care economia românească are nevoie.
Care este nivelul actual și care ar fi nivelul optim al investițiilor în rețele (și RRR) pentru perioada actuală de Reglementare 2025-29? Care ar fi modalitățile și condițiile prin care ar putea fi mai bine stimulate investițiile în rețele?
Dezbaterea despre cât de adaptat este cadrul de reglementare la nevoile tranziției energetice nu este legată doar de nivelul ratei reglementate a rentabilității (RRR), care a fost stabilită în 2024 la 6,94%, sub nivelul ratei dobânzilor la care se împrumută statul. În realitate, discuția este mai amplă și ține de modul în care este construită filosofia de reglementare.
În condițiile în care România trebuie să ajungă la un nivel de aproximativ 1,2 miliarde de euro investiții anuale în rețelele de distribuție, față de aproximativ 500 de milioane de euro anual în prezent, este esențial să ne asigurăm că putem atrage aceste investiții. Este firesc ca investitorii să își orienteze capitalul în funcție de rentabilitatea și predictibilitatea investiției, iar cadrul de reglementare trebuie să reflecte această realitate.
Traversăm o schimbare de paradigmă în sectorul energetic, iar filosofia de reglementare trebuie să evolueze odată cu această transformare. Fără ajustări în modul de construcție al cadrului de reglementare, țintele asumate prin Planul Național Integrat Energie și Schimbări Climatice rămân dificil de atins.
Investițiile în rețele nu trebuie privite ca simple costuri pasive, ci ca facilitatori ai competitivității economice și ai tranziției energetice. Ritmul investițional determină cât de repede poate avea loc tranziția energetică și cât de rapid poate România valorifica oportunitățile economice generate de aceasta.
Fără rețele moderne și extinse nu poate exista tranziție energetică. În acest sens, Grids Package lansat de Comisia Europeană marchează o schimbare importantă de abordare: de la o planificare reactivă a rețelelor trebuie să trecem la planificare anticipativă, bazată pe scenarii de dezvoltare a sistemului energetic.
Metodologia națională actuală permite însă investiții doar atunci când există o cerere fermă de racordare, iar riscul de nerecunoaștere în tarife a investițiilor anticipative descurajează dezvoltarea proactivă a rețelelor. În același timp, noul cadru european pune accent pe flexibilitate, digitalizare și securitate cibernetică, elemente care trebuie integrate mai bine în reglementare. Potrivit estimărilor europene, necesarul de flexibilitate al sistemului energetic va trebui să se dubleze până în 2030 și să crească de aproximativ șapte ori până în 2050.
Mai mult, dezvoltarea rapidă a noilor tehnologii – precum stocarea energiei, răspunsul la cerere, vehiculele electrice sau aplicațiile inteligente – precum și digitalizarea sistemului energetic extind responsabilitățile operatorilor de rețea și cresc semnificativ complexitatea activității acestora.
Statele membre trebuie să creeze cadrul de reglementare necesar pentru a permite și pentru a stimula operatorii de rețele de distribuție să achiziționeze servicii de flexibilitate, inclusiv pentru gestionarea congestiilor în rețea și pentru creșterea eficienței în exploatarea și dezvoltarea infrastructurii. În acest context, operatorii de rețea trebuie să investească în dezvoltarea unor noi platforme de piață, precum piețele de servicii de flexibilitate, ceea ce presupune investiții în hardware și software, sisteme de achiziție și analiză a datelor, precum și în formarea personalului.
Aceste responsabilități rezultă din obligații legale impuse la nivel european, motiv pentru care este important ca, în cadrul de reglementare, să fie recunoscute costurile eficiente asociate acestor noi sarcini. De exemplu, operatorii de rețea ar trebui să poată recupera costurile asociate dezvoltării infrastructurii digitale necesare pentru gestionarea serviciilor de flexibilitate, în conformitate cu bunele practici de reglementare.
Comisia Europeană recomandă, de asemenea, o schimbare structurală a modului de stabilire a tarifelor reglementate, astfel încât acestea să reflecte modul real în care utilizatorii folosesc rețeaua. Modelul tradițional, bazat aproape exclusiv pe volumul de energie consumată, nu mai reflectă realitatea unui sistem energetic cu producție distribuită și consum variabil. În acest sens, se recomandă introducerea tarifelor binome.
Tariful binom diferențiază costurile asociate consumului efectiv de cele legate de capacitatea rețelei pusă la dispoziție și nu aduce venituri suplimentare operatorilor de distribuție. Consumatorii plătesc astfel o componentă variabilă, în funcție de energia utilizată, dar și o componentă fixă, determinată de capacitatea rezervată în rețea. Acest tip de tarif permite o alocare mai corectă a costurilor, reduce socializarea cheltuielilor pentru întreținerea infrastructurii și încurajează un comportament care reduce presiunea asupra sistemului.
În cel mai recent raport al Eurelectric se subliniază că modernizarea și extinderea rețelelor reprezintă o condiție esențială pentru un sistem energetic sigur, flexibil și capabil să asigure energie la prețuri accesibile. Analizele organizației arată că, în perioadele în care ponderea energiei regenerabile a depășit 50% în mixul energetic, prețurile au fost în medie cu aproximativ 27% mai mici.
Cu alte cuvinte, mai multă energie curată înseamnă prețuri mai accesibile – dacă rețeaua permite transportul și consumul acesteia atunci când este disponibilă.
Cum stăm la capitolul digitalizare în energie? Ce trebuie făcut?
Digitalizarea devine o condiție esențială pentru ca extinderea energiei regenerabile să se traducă în beneficii reale pentru consumatori. Energia verde a câștigat rapid teren, însă, în absența unei integrări digitale eficiente în rețea, aceasta nu poate contribui pe deplin la reducerea costurilor și la stabilizarea sistemului energetic.
Infrastructura energetică actuală a fost proiectată într-o perioadă în care fluxurile de energie erau previzibile și unidirecționale. Astăzi, sistemul energetic devine din ce în ce mai complex, cu producție distribuită, prosumatori și fluxuri bidirecționale de energie. În acest context, conectarea la sisteme IT și operarea în timp real aduc atât oportunități, cât și riscuri noi, inclusiv din perspectiva securității cibernetice. Cu alte cuvinte, fiecare kilowatt trebuie gestionat și protejat digital la fel de riguros cum este gestionat fizic în rețea.
Potrivit estimărilor International Energy Agency, ponderea investițiilor în tehnologii digitale pentru rețele ar urma să ajungă la aproximativ 19% din investițiile totale în rețele, cu o concentrare tot mai mare pe segmentul de distribuție, care reprezintă peste 75% din cheltuielile digitale.
La rândul său, Eurelectric estimează că vor fi necesare aproximativ 170 de miliarde de euro pentru digitalizare, dintr-un total de circa 400 de miliarde de euro investiții în rețelele de distribuție europene în perioada 2020–2030.
De asemenea, Comisia Europeană estimează că sunt necesare aproximativ 584 de miliarde de euro pentru dezvoltarea rețelelor electrice în această decadă, o mare parte dintre aceste investiții fiind destinate digitalizării rețelelor de distribuție. Scopul este ca acestea să poată fi monitorizate în timp real, controlate de la distanță și să fie protejate din punct de vedere cibernetic.
Un sistem energetic digitalizat presupune, în esență, câteva elemente-cheie: acces facil și securizat la date relevante pentru actorii din industrie; date standardizate și interoperabile la nivelul întregului sector; infrastructură, tehnologii și competențe adecvate pentru operarea sistemelor digitale; un cadru de reglementare clar, care definește rolurile, responsabilitățile, costurile și beneficiile.
Digitalizarea este elementul-cheie care face posibilă această transformare, deoarece permite măsurarea în timp real, integrarea producției distribuite și gestionarea flexibilității sistemului energetic.
Fără această modernizare, tranziția energetică riscă să fie mai costisitoare și mai puțin eficientă, iar beneficiile investițiilor în energia regenerabilă să nu se reflecte pe deplin în facturile consumatorilor. Digitalizarea rețelelor devine astfel o condiție fundamentală pentru un sistem energetic mai sigur, mai flexibil și mai accesibil pentru consumatori.
_____________________________________________
Interviul a apărut inițial în ediția tipărită a Energynomics Magazine, la sfârșitul lunii martie 2026.
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.
