Noi reguli ANRE pentru Enel, CEZ, E.On şi Electrica, pentru următorii cinci ani. Unde vor pierde bani distribuitorii de energie

Metodologia, extrem de complicată, are câteva elemente de noutate în raport cu cadrul legislativ aferent perioadelor anterioare de reglementare, şi, dacă va fi adoptată în această formă, ar avea ca efect, la prima vedere, reducerea profiturilor distribuitorilor, cu efect în posibila diminuare a investiţiilor în reţele, dar şi stabilizarea, dacă nu chiar reducerea tarifelor de distribuţie, a doua cea mai importantă componentă din factura consumatorului final.

Dacă în proiectele de reglementare apărute până acum se vorbea despre tăierea ratei reglementare de rentabilitate a distribuitorilor cu 35% (până la 5,07%) comparativ cu cea din precedenta perioadă de reglementare, metodologia pusă în dezbatere acum de ANRE lasă loc de negociere la acest capitol, dar îi afectează pe distribuitori la alte capitole.

Unde îi va durea pe Enel, CEZ, E.On şi Electrica: la OPEX şi CPT

Cadrul de reglementare aferent perioadei 2019-2024 impune o limitare a cheltuielilor operaţionale (OPEX) recunoscute distribuitorilor, unul dintre elementele pe baza căruia se calculează tariful de distribuţie.

Reglementarea spune aşa:
„Costurile de operare şi mentenanţă controlabile luate în calcul ca punct de referinţă la începutul perioadei de reglementare p+1 sunt egale cu minimul dintre costurile de operare şi mentenanţă controlabile aprobate pentru ultimul an al perioadei de reglementare p și minimul costurilor de operare şi mentenanţă controlabile anuale realizate în cadrul perioadei p, valori exprimate în termeni reali ai anului de referinţă al perioadei p+1.
(…)ANRE are dreptul să ajusteze nivelul costurilor de operare şi mentenanţă controlabile luate în calcul pentru anul de referinţă aferent perioadei de reglementare p+1, determinat conform alin. (4) ca urmare a rezultatelor analizei comparative dintre operatorii de distribuţie privind: volumul de instalaţii, numărul de utilizatori ai reţelei electrice de distribuţie, puterea transformatoarelor aflate în funcţiune, cantitatea de energie electrică distribuită, etc”.

Aşadar, cheltuielile operaţionale recunoscute de ANRE şi trecute ulterior în tarif, în 2019, nu vor fi cele făcute în anul 2019 şi justificate atunci, ci cele mai mai mici înregistrate în fiecare dintre anii cuprinşi în perioada 2013-2018. Deci un dezavantaj pentru afacerea de distribuţie de energie, dar un avantaj pentru consumator, cel puţin teroretic. În plus, câştigul de eficienţă obţinut din OPEX mai mic va fi împărţit de distribuitor cu clientul într-o proprţie mai avantajoasă decât până acum: va fi 60% către utilizator şi 40% către distribuitor.

Citeşte şi:

Preţul energiei în România este cu 25% mai mic decât în ţările din regiune

O altă componentă a tarifului de distribuţie este consumul propriu tehnologic (CPT), adică acel cost cu achiziţia de energie necesară pentru echilibrarea reţelei de distribuţie şi pentru funcţionarea instalaţiilor proprii. Aici intră şi furturile de energie.
CPT tot scade de la an la an, iar scopul ANRE şi al distribuitorilor este reducerea continuă a acestuia, mai ales pentru şi distribuţia de joasă tensiune (pentru casnici). ANRE impune de altfel distribuitorilor ţinte anuale de reducere a CPT, iar pentru perioada de reglementare care începe în 2019, reducerea CPT trebuie să fie de până la 25%, de atins până în 2023.

Problema mare a distribuitorilor va fi însă, în perioada de reglementare, următoarea: chiar şi la CPT redus, ANRE a stabilit un nou preţ al energiei pentru acest CPT, mai mic, care să fie recunoscut în tariful de distribuţie. Din nou, dezavantaj distribuitor, care nu are garanţia că va putea plăti pentru curentul cumpărat din piaţă doar preţul recunoscut de ANRE, dar avantaj consumator, cel puţin teoretic.

Iată ce spune reglementarea:
„La stabilirea costului prognozat al energiei electrice pentru acoperirea CPT reglementat al serviciului de distribuţie pentru perioada p+1 se utilizează același preț de referință pentru toți operatorii de distribuție, determinat cu luarea în considerare a minimului dintre preţurile medii realizate de operatorii de distribuţie şi operatorul de transport şi de sistem, stabilite pentru primele 6 luni ale anului de referință al perioadei p+1, la care se adaugă un cost al dezechilibrelor, în limita unei creşteri cu 2% a preţului de referinţă și o componentă specifică fiecărui operator de distribuție aferentă costului cu serviciul de transport, serviciile de sistem, serviciile OPCOM și de redistribuire, realizat în aceeaşi perioadă.

(…) Preţurile medii prevăzute la alin. (1) reprezintă media ponderată cu cantităţile de energie achiziţionate, a preţurilor aferente tranzacţiilor realizate pe Piaţa Centralizată a Contractelor Bilaterale şi pe Piaţa Pentru Ziua Următoare.

Tradus, asta înseamnă că distribuitorilor nu li se poate recunoaşte ca preţ pentru CPT un preţ mai mare decât cel care i se recunoaşte Transelectrica pentru achiziţia energiei pentru CPT în reţeaua de transport, plus maximum 2%. Or, cum este vorba despre altfel de energie decât cea pentru CPT pentru reţeaua de transport (unde profilul este mai aproape de bandă), energia cumpărată de distribuitori pentru CPT dn reţelele lor este natural mai scumpă decât cea cumpărată de Transelectrica. Dar lor li se recunoaşte în tarif preţul pentru CPT obţinut de transportatorul Transelectrica pentru propriul CPT plus maximum 2%. Orice leu în plus este cheltuială care nu poate fi recuperată prin tarif.

Or, chestiunea CPT nu este deloc marginală. În 2016, energia achiziţionată pentru acoperirea CPT în reţelele de distribuţie a fost de 6 TWh, iar 30% din valoarea tarifului de distribuţie este data de contravaloarea energiei pentru CPT. Energia pentru CPT se achiziţionează din piaţa spot şi din piaţa contractelor bilaterale.

Aşadar, chiar şi în condiţiile scăderii CPT, poate fi vorba de bani mulţi pe care distribuitorii nu-I mai pot acoperi prin tarif. Din nou, dezavantaj ei, avantaj consumator!

Rata de rentabilitate, rediscutată

Distribuitorii par a primi însă ceva în compensaţie, dar doar ca principiu, pentru că vor urma negocieri pe marginea draftului de metodologie. Este vorba de modul de calcul al RRR, rata reglementată de rentabilitate pentru activitatea de distribuţie. Când s-a vehiculat prima propunere a ANRE, de 5,07%, cu aproape o treime mai mică decât cea din perioada anterioară de reglementare, reprezentanţii companiilor au spus că la acest nivel vor fi obligaţi să îngheţe investiţiile şi s-au plâns de faptul că procentul este arbitrar impus şi nu reflectă costul de împrumut al ţării respective, în condiţiile în care RRR asta reprezintă de fapt: rentabilitatea capitalului investit.

În noua formă a metodologiei, ANRE ţine cont de costul de împrumut la calculul RRR aplicat bazei de active reglementate (BAR). Costul capitalului recunoscut de ANRE se va calcula după o formulă care ţine seama de dobânda la titlurile de stat cu scadenţă la zece ani şi de rata medie a inflaţiei anuale. Asta ca principiu, şi este posibil ca firmele de distribuţie, în funcţie de valoarea care va rezulta pentru RRR, să fie dispuse să investească, dat fiind că le va creşte BAR cu acele active care oricum le ajutau la eficientizarea activităţii, iar RRR se va aplica la o BAR mai consistentă.

În România se consumă anual circa 60 TWh de energie electrică distribuită de către Enel, Electrica, CEZ şi E.On.