Energy Report

Operatorul de transport gaze Transgaz şi-a redus profitul net cu peste 86% în primele trei trimestre ale acestui an, de la 273,5 milioane lei în aceeaşi perioadă a anului trecut la 37,5 miioane lei, ca urmare a deciziei de amânare a majorării tarifelor de transport aprobate de Autoritatea de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) pentru pentru perioada 1 octombrie 2022 – 30 septembrie 2023.

Veniturile din activitatea de exploatare, de 1,08 miliarde lei, au fost mai mici decât cele realizate la 30 septembrie 2022 cu 3%, înregistrând o scădere de 30 mii lei, cele din trasportul intern reducându-se chiar cu 7%, spre deosebire de cele din transportul internaţional, care s-au majorat cu 75%, la 88 mii lei.

“Prin Ordinul Preşedintelui ANRE nr. 68 din 30.05.2023 s-a aprobat venitul reglementat corectat pentru perioada 1 octombrie 2022 – 30 septembrie 2023, în valoare de 1,364 milioane lei, cu 30,97% mai mare decât venitul aprobat prin Ordinul ANRE nr. 32/2021, în valoare de 1,041 milioane lei. Nici venitul aprobat prin Ordinul ANRE nr.68/2023 şi nici tarifele de transport aferente nu au fost aplicate în perioada 1 octombrie 2022 – 30 septembrie 2023 din cauza menţinerii nemodificate a tarifelor de transport în perioada 1 octombrie 2021 – 30 septembrie 2023. În cazul în care s-ar fi aplicat venitul aprobat prin Ordinul Preşedintelui ANRE nr. 68 din 30.05.2023 pentru perioada 1 octombrie 2022 – 30 septembrie 2023 veniturile din activitatea de exploatare ar fi fost mai mari cu 274,6 milioane lei iar profitul din exploatare ar fi fost mai mare cu 273 milioane lei”, explică Transgaz scăderea profitabilităţii activităţii de exploatare.

Începând cu data de 1 octombrie 2023 sunt aplicabile tarifele de transport gaze naturale aprobate majorate, ceea ce face ca venitul reglementat aprobat aferent transportului gazelor naturale în perioada 1 octombrie 2023 – 30 septembrie 2024 să fie de 1,647 milioane lei lei.

Cheltuielile de exploatare au crescut cu 12% faţă de 30 septembrie 2022, nivelul acestora fiind cu 116,4 milioane lei mai mare. Cheltuielile cu personalul s-au majorat cu 56 milioane lei.

În plus, Transgaz precizează că în perioada 1 ianuarie 2023 – 30 septembrie 2023, filiala sa VESTMOLDTRANSGAZ SRL din Republica Moldova, care a preluat din data de 19 septembrie 2023 statutul de operator al întregului sistem de transport al gazelor naturale din Republica Moldova, a prestat servicii de livrare a gazului natural în valoare de 19,1 milioane lei.

Profitul net la jumătatea acestui an s-a ridicat la 78 milioane de lei, în scădere cu aproape 69% faţă de cel de 185 milioane lei, raportat la jumătatea anului trecut.

Transgaz s-a listat la cota Bursei de Valori Bucureşti după o ofertă publică primară derulată în decembrie 2007 şi, la ultimul preţ de 18,9 lei/acţiune, capitalizarea de piaţă a societăţii este de 3,56 miliarde lei.

Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) vrea să știe ce companii din sectorul energetic vor să efectueze fuziuni, divizări, transformări, sau orice vânzare sau transfer de active, cu un înainte de realizarea respectivelor operațiuni. În prezent, o companie este obligată să informeze ANRE cu privire la intenția de a renunța la active dintr-un domeniu licențiat de instituție cu doar două luni înainte, termen care ar putea fi extins, potrivit unui proiect de ordin ANRE, la 12 luni.

De ce este important? Turbulența legislativă din sectorul energetic din ultimii doi ani, dar și condițiile de piață, au determinat mai mulți actori din domeniu, printre care CEZ sau Enel să-și anunțe intenția de a vinde active din România sau pachete de acțiuni la business-urile autohtone pe care le desfășoară.

Și mai interesant este că ExxonMobil și-a anunțat deja intenția de a-și vinde participația de 50% la Neptun Deep, una din variantele avansate într-o scrisoare adresată guvernului, Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale (ANRM) și partenerului OMV Petrom, fiind vânzarea companiei care deține licența de explorare, ExxonMobil Exploration and Production Limited, ceea ce ar lăsa ANRM fără niciun cuvânt de spus.

Chiar dacă activitatea de explorare nu intră sub jurisdicția ANRE, ci ANRM, ExxonMobil Exploration and Production Limited deține însă, începând cu finalul lunii iunie 2018, o licență din partea ANRE, de furnizare de gaze naturale.

Cu alte cuvinte, dacă vrea să vândă întreaga companie, și nu doar participația de 50%, Exxon este obligată să informeze ANRE, care în termen de trei luni va decide dacă îi va modifica, retrage sau aproba transferul licenței.

Pentru a nu sta la mâna ANRE mai mult de un an de zile, în cazul adoptării actului normativ, și pentru a vinde cât mai repede compania, ExxonMobil Exploration and Production Limited ar putea solicita retragerea licenței.

Numai că pare mai facil să obții o licență de furnizare decât să renunți la ea. Potrivit Regulamentului pentru acordarea autorizaţiilor de înfiinţare şi a licenţelor în sectorul gazelor naturale, ANRE îi poate retrage titularului autorizaţia de înfiinţare/licenţa la cererea sa. În situaţia, însă, în care “activitatea se desfăşoară în baza unui contract de concesiune, contract de asociere cu autoritatea locală sau acord petrolier, ANRE are dreptul să retragă autorizaţia de înfiinţare/licenţa numai după ce titularul prezintă acordul partenerului de contract.” Cu alte cuvinte, pentru a putea renunța la licență, Exxon ar trebui să prezinte acordul ANRM.

Potrivit proiectului de ordin ANRE, în toate activitățile licențiate de instituție (de furnizare, distribuție, transport, etc), titularul licenţei trebuie să notifice ANRE cu 12 luni în avans “intenţia de a efectua modificări ale statutului juridic, în sensul fuziunii/divizării/transformării, în urma cărora activele corporale destinate activităţilor autorizate prin licenţă se vor transmite sau vor aparţine altei/altor persoane și/sau valoarea capitalului social existent se reduce, într-o tranşă sau pe ansamblu, cu cel puţin 5%. Prin capital social existent al titularului licenţei se înţelege capitalul social iniţial, la data emiterii licenţei, sau capitalul social existent la data ultimei modificări, obţinut prin creşteri ori scăderi ale capitalului social iniţial, realizate ulterior emiterii licenţei. Efectuarea operaţiunilor menţionate lva conduce, după caz, la modificarea, retragerea sau transferul licenţei. ANRE va comunica titularului licenţei modalitatea prin care va fi soluţionată situaţia creată ca urmare a punerii în aplicare a intenţiei notificate de titularul licenţei. Operațiunile sunt aduse la cunoștința ANRE printr-o nouă notificare și cu cel puţin 30 de zile înainte de data efectivă la care urmează să aibă loc aceste operațiuni, potrivit hotărârii organelor de conducere ale titularului autorizaţiei de înfiinţare/licenţei.”

Rămâne de văzut cât de legal este proiectul ANRE, acesta limitând drastic dreptul de transfer al proprietății.

La prima vedere, singura motivație a acestui ordin este prelungirea oricărui proces de vânzare de active din domeniul energetic din România, ceea ce însă ar putea diminua atractivitatea acestui sector pentru investitorii străini și diminua investițiile.

Cum orice activ este este de vânzare, în funcție de condițiile financiare, comerciale sau de reglementare de pe respectiva piață, companiile prezente pe piața autohtonă însă, ar putea, toate, ca la începutul fiecărui an să trimită câte o notificare către ANRE privind “intenția” de vânzare a tuturor activelor aferente activităților autorizate prin licență de către instituție. Numai că vor putea face acest lucru cu un risc: acela al retragerii licenței!

Calculul economic este imposibil într-un sistem socialist de planificare centrală - aceasta este una din principalele lecții ale căderii comunismului. Lecție de la care politicienii și tehnocrații, cel puțin din România, au absentat. Dovadă, în România există o instituție, Autoritatea de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) și o “piață” pe care această instituție o reglementează, cea a gazelor, care reprezintă cele mai inexpugnabile, chiar dacă nu și singurele, redute ale ideii de planificare centrală în economia post-decembristă.

În prezent, banii din factura achitată de consumatorii casnici din regim reglementat sunt împărțiți până la ultimul leu exclusiv de ANRE. Mesajul transmis companiilor din domeniu ester unul simplu: nu vă mai preocupați de eficientizare, investiții, marketing, etc, orice ține strict de teoria și practica economică, ci alocați cât mai multe resurse disponibile activității de lobby!

Autoritatea se apără susținând că nu face decât să aplice legile votate de politicieni, însă oricine a asistat la ședințele comisiei de industrii a Camerei Deputaților, care are ultimul cuvânt în ceea ce privește forma finală a legislației primare în domeniu, nu poate să nu remarce simbioza perfectă dintre conducerea ANRE (numită și votată chiar de respectiva comisie) și conducătorul autoritar al Comisiei, Iulian Iancu.

După plafonarea prețului gazelor din producția internă la 68 de lei/MWH, ANRE a decis ca, din prețul de aproximativ 150 lei/MWh, circa 25 lei să îi încaseze statul ca TVA și accize, 8-10 lei Transgaz ca tarif de transport, 31 lei companiile distribuitoare, iar 16-18 lei, companiile surori ale celor distribuitoare, firmele furnizoare. Restul de 68 de lei/MWh revine producătorilor.

Structura pare a se apropia de cea de pe piața europeană, unde, în medie, potrivit ultimului raport al DG Energy, cel de pe trimestrul unu al acestui an, 46% din preț reprezintă componenta energetică, restul fiind costuri de distribuție/înmagazinare (28%), taxe (9%) și TVA (17%).

În prezent în România, prețul reglementat al gazelor din producția internă reprezintă 45%, cel cu distribuția/înmagazinarea 21%, iar TVA 19%. Alte 5 procente reprezintă tarifele de transport încasate de Transgaz, în timp ce diferența de 10% este profitul furnizorilor, care cumpără gaz la preț reglementat de 68 lei/MWh și-l vând către populație la 85,68 lei/MWh (prețul stabilit de ANRE de 93,68 lei/MWh în cazul Engie, din care se scade tariful de transport de aproximativ 8 lei/MWh).

Cu alte cuvinte, în prezent, furnizorii, deși desfășoară activitatea cu cele mai reduse costuri, câștigă, prin bunăvoința ANRE, minim 15 lei/MWh (cum le-a rezultat celor de la ANRE un cost unitar pe MWh de 3,8 lei, în cazul Engie, și de 6,8 lei în cazul E.ON rămâne o enigmă, mai ales dacă luăm în calcul numărul redus de angajați ai celor 2 companii și investițiile practic inexistente).

Din întreg lanțul, furnizorii sunt cei care se ocupă exclusiv cu plimbatul și semnatul de hârtii. De la introducerea prețului plafonat, nu mai sunt preocupați nici măcar de negocierea de contracte. Pe partea de achiziții, ei nu fac decât să se prezinte cu contractul cadru și cu cantitățile stabilite de ANRE în fața producătorilor, care sunt obligați să le semneze. Identic pe partea de vânzare: contractele cu clienții consumatori casnici sunt unele standard! Singurele preocupări ale furnizorilor sunt încasarea la timp a banilor de la consumatori și lobby-ul!

Spre deosebire de activitatea de furnizare, cele de producție și de distribuție implică o serie de cheltuieli suplimentare și, mai ales, un nivel ridicat de investiții.

La prima vedere, câștigătorii detașați ai ruletei rusești a ANRE par a fi producătorii. Numai că aceștia au costuri, pe care ceilalți nu le au, în principal de producție. OMV Petrom a raportat pe primul trimestru un cost de producție de peste 11 dolari/baril echivalent petrol, aproximativ 30 de lei/MWh (din nefericire compania nu oferă costul de producție defalcat, pe gaze, respectiv țiței). Iar aceste costuri nu acoperă decât cheltuielile curente (salarii, întreținere, extracție) nu și costurile de capital.

Pentru a compensa scăderea naturală a producției, companiile din upstream investesc anual sume considerabile. OMV Petrom, de exemplu, a investit anul trecut peste 3,1 miliarde de lei, majoritatea în upstream. Raportată la cantitatea de hidrocarburi extrasă din România, de 55 milioane barili echivalent petrol, reiese o investiție de 34 de lei la fiecare MWh produs.

Rezultă că, din prețul de 68 de lei/MWh, un producător alocă 64 de lei numai acoperirii costurilor de producție și investițiilor.

Acesta este motivul pentru care, în statele producătoare de gaze din UE, raportul dintre prețul gazului și costurile de transport/distribuție/înmagazinare este total diferit decât cel din statele care nu produc și se bazează pe importuri.

Astfel, în Anglia prețul gazului furnizat este de 3 ori mai ridicat decât celelalte costuri, iar în Olanda de patru ori. În România, raportul este de doar 2/1. În statele importatoare, de obicei, companii ale aceluiași grup se ocupă și de importuri și de furnizare și de distribuție. În statele producătoare, producția este separată de distribuție și furnizare, iar guvernele (mai puțin cel al României) au toate motivele să nu descurajeze prima activitate, în avantajul celorlalte două.

În ceea ce privește activitatea de distribuție, și aceasta necesită investiții considerabile, spre deosebire de cea de furnizare. Dovadă, metodologia ANRE de recunoaștere a acestora și de stabilire a ratei de rentabilitate.

Paradoxal însă, deși doar 30% din populația României este conectată la rețeaua de gaze, ANRE pare a stimula tocmai activitatea cu cea mai mică influență asupra mecanismelor economice care ar putea conduce la o extindere a rețelelor, cea de furnizare, ignorându-le pe celelalte două, cea de producție, importantă pe partea de majorare a ofertei, și cea de distribuție, importantă pe cea de creștere potențială a cererii.

Pe o piață liberă, toate cele activitățile din domeniu (de producție, furnizare și de distribuție, dar și cele conexe, de transport și înmagazinare) ar trebui să fie profitabile, altfel nimeni nu s-ar mai ocupa cu asemenea îndeletniciri. În plus, chiar și pe o piață oligopolistă (cum este considerată cea din domeniul gazelor), prețurile relative (implicit profiturile) ar reprezenta semnale fără de care piața n-ar putea funcționa: ar arăta deficitul (și implicit necesarul de investiție) pe un anumit segment. O creștere a prețului gazului marfă ar arăta un deficit pe partea de producție, iar una a tarifului de distribuție/transport un deficit (raportat la cererea de alimentare cu gaz) pe partea de infrastructură.

Intervențiile ANRE distorsionează piața, iar prețurile relative nu arată în prezent niciun deficit pe partea de producție sau infrastructură, în pofida evidenței evoluției din ultimii ani. Arată în schimb o deficiență pe partea de furnizare, care ar putea explicabilă doar prin creșterea prețurilor de achiziție, fapt imposibil ca urmare a plafonării prețurilor de către ANRE. Cu alte cuvinte, ANRE a distorsionat decisiv semnalele transmise în piață de prețuri.

Într-un fel și furnizorii recunosc acest lucru, cerând o sincronizare a liberalizării prețului gazelor cu realizarea interconectărilor în vederea diversificării surselor de alimentare. Aceștia par a arăta cu degetul către operatorul național de transport, Transgaz. Numai că, în pofida păcatelor sale numeroase, Transgaz le poate răspunde că, până în urmă cu un an, nimeni nu s-a arătat preocupat de rezervarea capacităților de import pe relația cu UE. În acest context, o investiție în majorarea acesteia ar fi fost una neprofitabilă. De ce n-au fost furnizorii interesați de rezervarea capacităților de import? Motivul e simplu: era mai profitabil pentru ei să facă lobby pe lângă ANRE (și politicienii din Comisia de Industrii) ca să le asigure, fie prin reglementări, fie prin intervenție directă, un preț de achiziție din producția internă mai mic decât cel de import.

Situația s-a schimbat în acest an din 2 motive. În primul rând, politica de subvenționare a consumului și descurajare a ofertei a actualului guvern (implicit a ANRE), încununată prin OUG 114 și legislația secundară a produs o penurie de gaz pe piața concurențială. În al doilea rând, posibilitatea nesemnării unui nou acord de tranzit între Gazprom și Ucraina a pus în pericol alimentarea cu gaze pe timp de iarnă, ceea ce a determinat toți actorii, fie ei producători sau furnizori, să importe și să înmagazineze cantități suplimentare de gaz în această vară.

De altfel, și numărul de angajați din cele trei tipuri de activități, arată că activitatea de furnizare este una mult mai “ușoară”. Cei mai mari furnizori din România, Engie România SA și E.On Energie SA au 655, respectiv 175 de angajați, numere infime raportate de miile, dacă nu chiar zecile de mii, de angajați în domeniul productiv și cel de distribuție.

Cei 655 de angajați ai Engie România SA au realizat în 2018, înainte de plafonarea prețului gazelor chiar, un profit de aproape jumătate de miliard de lei la o cifră de afaceri de 6 miliarde de lei, iar cei 175 de angajați ai E.ON Energie SA un profit de 66 milioane de lei la o cifră de afaceri de 3,7 miliarde de lei.

Rezultă un profit de 700 mii lei/cap de angajat, respectiv 377 mii/ cap de angajat, mai ridicat de profitul realizat de fiecare dintre cei 13.500 de angajați ai OMV Petrom, de aproximativ 300 mii de lei în 2018.

În mod normal aceste cifre ar arăta că cele două companii de furnizare, în special Engie Romania SA sunt extrem de eficiente. Numai că acest profit a fost realizat exclusiv ca urmare a lobby-ului efectuat pe lângă ANRE, care le stabilește prețul de vânzare, și, mai nou, și pe cel de achiziție a gazelor.

Autoritate care, în acest an, a devenit și mai darnică, prin plafonarea prețului gazelor din producția internă la 68 de lei/MWh. Profitul pe 2019 al celor două companii furnizoare va evolua probabil într-un mod spectaculos.

Din acest motiv, nu ar trebui să mire lobby-ul făcut de acestea pentru prelungirea perioadei de “tranziție” până la dereglementarea prețului gazelor și împotriva abrogării imediate a OUG 114!

Furnizorii și producătorii de gaze din România au atins deja, cu două luni înaintea expirării termenului legal, nivelul de gaze înmagazinate impus de Autoritatea de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), de 23,5 TWh. Luni dimineață, în depozitele operate de Depogaz (filială a Romgaz) erau înmagazinați 21,77 TWh, iar la Depomureș (operat de Engie) alți 1,83 TWh, rezultând un total de 23,6 TWh, cu 100 GWh peste obligativitatea legală impusă de ANRE.

Termenul până la care companiile autohtone ar fi trebuit să atingă acest nivel este finalul lunii octombrie. Dacă ritmul de injectare a gazelor ar fi același din ultimele luni, de peste 150 GWh/zi, capacitatea de depozitare disponibilă, de 32,99 TWh ar fi insuficientă.

Până pe 31 octombrie au mai rămas 70 de zile, în care, la un volum injectat de 150 Gwh, ar putea fi depozitați 10,5 TWh. Numai că, în absența unor retrageri, volumul total ar fi de 34,1 TWh, cu 1,2 TWh peste capacitatea totală de 32,9 TWh, disponibilă în depozitele operate de Romgaz și Engie.

Volumul de gaz înmagazinat în acest an este cu peste 26% mai ridicat decât cel existent în depozite în urmă cu un an, când, pe 26 august 2018, erau depozitați 18,7 TWh.

Furnizorii au toate motivele să majoreze cantitatea de gaze din depozite. În primul rând, zăcămintele autohtone sunt îmbătrânite, find caracterizate de un declin natural al producției (de 5-7%), ceea ce va limita oferta din această iarnă.

În al doilea rând, încă nu se știe dacă Gazprom va prelungi contractul de tranzit prin Ucraina, ceea ce ar putea reduce considerabil capacitatea de import de la 1 ianuarie 2019, singura rută disponibilă rămânând cea ungară, cu capacitate limitaă și insuficientă asigurării consumului de iarnă a României.

În al treilea rând, Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a majorat cu 10%, la 23,5 TWh, obligațiile de depozitare ale furnizorilor pentru această iarnă, după ce în iarna precedentă le majoraseră cu alte 14 puncte procentuale.

În al patrulea rând, prețurile gazelor de import sunt mai mici decât cele din producția autohtonă, rezultat al limitării cantităților pe piața liberă în urma plafonării prețurilor prin OUG 114, ceea ce ar face atractivă contractarea și apoi depozitarea lor la prețuri evident mai reduse decât cele de iarnă.

Paradoxal însă, majorarea cantităților înmagazinate nu au fost determinate de niciuna din acestea, ci a fost o consecință neintenționată a OUG 114 și a legislației secundare a ANRE.

Dar cum s-a ajuns la această situație? În ultimii ani, Guvernul a decis să ignore orice principiu economic și să adopte o politică de subvenționare a consumului și de descurajare a ofertei. Astfel, a fost majorată fiscalitatea în domeniul productiv, inclusiv prin legea offshore, care i-a determinat pe americanii de la Exxon să anunțe că renunță la participația la Neptun Deep. Totodată, a fost stimulat consumul prin plafonarea prețului gazelor pentru consumatorii casnici și pentru sistemele de încălzire centralizată la 68 de lei/MWh. Numai că aceasta politică duce în mod inevitabil la crearea unei penurii de gaz pe piețele centralizate (cu preț "liber", nereglementat), penurie acoperită de importuri la un preț mai mare comparativ cu cel de pe piețele vecine, dar mai mic comparativ cu cel de pe piața internă.

În teoria monetară există un principiu, legea lui Gresham, care prevede, în varianta sa populară, că “banii răi alungă de pe piață banii buni”. În momentul în care un guvern subevaluează o monedă aflată în circulație în raport cu alta, prima monedă dispare de pe piață, fiind folosită ca mijloc de tezaurizare (economisire), în circulație rămânând doar moneda supraevaluată.

Un fenomen similar s-a întâmplat și cu gazul din producție internă care, prin impunerea unui preț fix (cel puțin pentru jumătate din producție) de 68 de lei/MWh a fost subevaluat de către guvern în raport cu gazul de import.

Astfel, cererea în vederea tezaurizării (înmagazinării) de gaz subevaluat (gaz din producție internă) a crescut. Potrivit Transgaz, “din datele analizate s-a observat o supraevaluare a majorității cererilor de consum (la preț reglementat de 68 lei/MWh n.r.). La solicitările Departamentul Operare de reconsiderare a consumului estimat unii furnizori și-au reconsiderat cererea, însă cei mai mulți au păstrat estimările de consum inițiale, motivând supraevaluarea prin creșterea portofoliului de clienți sau/și prognoze cu temperaturi mai scăzute față de aceeași perioadă a anului trecut”.

Drept urmare, furnizorii “au comandat” la ANRE o cantitate supraevaluată de gaz (subevaluat de guvern prin OUG 114) în vederea înmagazinării (pentru că nu-l puteau vinde pe piețele centralizate sau către clienții industriali fără a risca o amendă de 10% din cifra de afaceri).

La rândul lor, producătorii, fiind nevoiți să pună deoparte aproximativ 50% din producție pentru alimentarea furnizorilor la preț de 68 de lei/MWh, au preferat să nu vândă restul gazului rămas la preț de vară (mai mic) și să-l înmagazineze pentru a-l comercializa la un preț mai mare pe perioada de iarnă (pentru a putea recupera o parte din "pierderile" induse de plafonarea prețului pentru cealaltă parte din producție). Așa se face că atât OMV Petrom, cât și Romgaz, și-au majorat considerabil cantitățile de gaz depozitat în nume propriu în prima jumătate a anului cu gazul pe care îl utilizau la producția de electricitate, care a fost practic zero în cazul ambilor producători în trimestrul al doilea.

Cei aproximativ 85% dintre consumatorii casnici de electricitate și 97% dintre cei de gaze care nu au optat încă pentru piața liberalizată de energie vor beneficia, până la finalul anului, probabil, de o aplicație mobilă care va compara prețurile diferiților furnizori de pe cele două piețe. Autoritatea de Reglementare din domeniul Energiei (ANRE) a postat luni un anunț potrivit căruia este dispusă să achite 109 mii lei, fără TVA, pentru achiziționarea prin licitație a unor astfel de aplicații, care să fie disponibile pentru descărcare în AppStore, GooglePlay și Windows Store. Firmele din domeniul IT vor trebui să se grăbească, termenul de depunere a ofertelor expirând într-o săptămână, pe 13 august.

Respective aplicații ar urma să afișeze preţul calculat automat, pentru fiecare client final, în funcţie de localitatea acestuia, tranșe de consum anual și modalitate de racordare. Prețul afișat va fi preţul de furnizare a gazelor naturale (este preţul final ce va fi plătit de către clientul final) și va conține preţul gazelor naturale oferit de furnizor, tariful de distribuție, pe transe de consum anual, preluat din baza de date ANRE și tariful de transport . Prețul de furnizare și tariful de transport vor fi introduse de către furnizor printr-o interfaţa web securizată.

Până în prezent, doar 14,2% din totalul consumatorilor cansici (aproximativ 1,25 milioane) a optat pentru piața liberalizată, restul de 7,5 milioane rămânând clienți pe piața reglementată, în pofida faptului că de la 1 ianuarie a fost eliminat și ultima componentă de tarif reglementat, de 10%. În prezent prețurile pe piața liberă sunt cu 15-20% mai reduse decât cele de pe piața reglementată.

La gaze, evoluția a fost și mai lentă, doar 3,29% din numărul total de clienţi casnici de gaze din România optând până la finalul lunii aprilie la un furnizor concurenţial (117.000 din 3,55 milioane consumatori casnici).

ANRE precizează că oferta admisă tehnic și cu preţul cel mai scăzut va fi desemnată ca fiind câştigătoare. Recepția aplicațiilor mobile se va face în termen de 80 de zile de la data semnării contractului, timp în care câștigătorul va trebui să le facă disponibile pentru descărcare în AppStore, Magazinul Play si Windows Store. Restul de 10 zile sunt necesare testării aplicațiilor, după care se va semna recepția finală. În total, perioada de implementare și testare este de 90 de zile de la data semnării contractului.

Oferta admisă tehnic si cu preţul cel mai scăzut va fi desemnată ca fiind câştigătoare.

Cerințele ANRE

• Aplicaţia mobila va fi disponibilă pe cele trei platforme principale (Android, iOS, Windows Phone) pentru utilizatori în limbile română şi engleză.

• Aplicaţia mobila va fi dezvoltata utilizând baza de date existenta folosita de site-ul web pentru interogări şi comparări de oferte de preţ.

• Aplicaţiile vor fi gratuite pentru descărcare pe platformele de publicare aplicaţii: Google Play, Apple App Stare si Windows Stare.

• În secţiunile existente de comparare din website vor exista link-uri către platformele de descărcare aplicaţii.

• Aplicaţia mobila trebuie sa fie optimizata din punct de vedere UX pentru utilizarea pe dispozitive mobile.

• Aplicaţia mobila va trebui sa fie dezvoltata pentru a fi utilizata in condiţii optime pentru toate rezoluţiile utilizate de dispozitivele mobile cu sisteme de operare IOS, Android si Windows Phone 8, 8.1, Windows 10 Mobile.

• Secţiunea de administrare a aplicaţiei mobile dezvoltata peste website-ul existent trebuie sa permită raportarea informaţiilor statistice cu privire la utilizarea aplicaţiei mobile: numărul de utilizatori unici pentru fiecare tip de dispozitiv (IOS, Android, Windows Phone 8, 8.1, Windows 10 Mobile) cu posibilitatea selectării perioadei dorite, cele mai utilizate selectii folosite de utilizatori.

• Secţiunea de administrare a aplicaţiei mobile trebuie sa conţină o funcţionalitate de publicare comunicări/notificări care vor fi afişate într-o componenta specifica in cadrul aplicaţiei mobile.

• Aplicaţia mobila trebuie sa deţină funcţionalitatea de a transmite notificări in cazul când administratorii aplicaţiei publica comunicări/clarificări.

Aplicaţia mobila trebuie sa fie construită într-un format modular, care sa permită adăugarea de funcţionalităţi noi fără a fi nevoie de rescrierea acesteia.

Companiile din domeniul energetic, dar și instituțiile statului care operează, monitorizează și supraveghează acest sector, își pot relua activitatea curentă, membrii Comisiei parlamentare de anchetă a Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) votând joi încheierea audierilor Comisiei.

Singura instituție care va mai fi obligată să răspundă punctual întrebărilor Comisiei până săptămâna viitoare este ANRE, în cazul celorlalte instituții și companii private, membrii comisiei nemaiputând pune nici măcar întrebări scrise. Decizia a fost adoptată în cadrul unei ședințe cu ușile închise, fără invitați externi și fără presă, find votată favorabil doar de reprezentanții puterii (PSD-ALDE). Reprezentanții opoziției au votat împotrivă, considerând că, în eventualitatea redactării unui raport comun, pentru a fi puse de acord eventuale puncte de vedere divergente, ar mai putea fi necesare unele lămuriri din partea actorilor din domeniu.

Până săptămâna viitoare, reprezentanții fiecărui grup parlamentar vor veni cu propriile proiecte de raport, după care acestea vor fi comparate și, eventual, negociate punctele de vedere diferite.

Potrivit unor surse din interiorul Comisiei, foarte probabil, negocierile nu vor fi încununate de succes, fiecare grup urmând a redacta și prezenta Parlamentului propriul său raport, ca opinie separată.

Potrivit Hotărârii parlamentului nr. 68/2017 pentru constituirea Comisiei de anchetă ANRE, “constatările, concluziile și propunerile Comisiei parlamentare de anchetă vor face obiectul unui raport final, care va fi depus la Birourile permanente reunite ale Camerei Deputaților și Senatului în termen de 60 de zile (prelungit cu alte 30 de zile la cererea președintelui Comisiei, Iulian Iancu - n.r.) de la data constituirii Comisiei parlamentare de anchetă. După primirea raportului, Birourile permanente reunite îl vor pune la dispoziția grupurilor parlamentare și îl vor înscrie pe ordinea de zi, pentru a fi supus dezbaterii plenului reunit al Camerei Deputaților și Senatului.

Deși are ca termen final (prelungit cu 30 de zile) 27 decembrie, probabil că raportul Comisiei va fi redactat până pe 23 decembrie, până a încheierea actualei sesiuni parlamentare, urmând a fi dezbătut în plenul reunit în sesiunea următoare, probabil în luna februarie.

Potrivit deciziei Curții Constituționale referitoare la activitatea celeilalte comisii de anchetă care-și desfășoară în prezent activitatea, cea legată de desfășurarea alegerilor din 2009, “procedura desfășurată de comisia parlamentară de anchetă are un caracter esențial politic, care nu trebuie confundat cu anchetele sau urmăririle penale. Aceste comisii nu trebuie să emită aprecieri sau să se pronunțe asupra chestiunilor legate de răspunderea penală a persoanelor anchetate — competență rezervată Ministerului Public și instanțelor. (…) Componența unei comisii parlamentare este întotdeauna o alegere politică. Mandatul său este, în principiu, temporar. Chiar dacă ancheta sa vizează conduita unor persoane ce au putut comite infracțiuni, aceasta are un caracter esențial politic, fără a fi asimilată unei anchete sau proceduri penale. Rezultatele sale nu produc niciun fel de efecte pentru ordinea juridică. Raportul prin care se încheie nu este decât o incitare la dezbatere parlamentară. Scopul final al anchetei comisiei îl reprezintă transparența, informarea publicului cu privire la chestiuni care afectează res publica (binele public)”, precizează Curtea Constituțională, invocând Comisia de la Veneția.

Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) încearcă să atenueze eliminarea componentei reglementate de 10% din prețul energiei electrice de la 1 ianuarie și intenționează să introducând un preț plafon maxim pentru serviciul universal, “menit a crește gradul de responsabilizare a furnizorilor de ultimă instanță atât în ceea ce privește achiziția energiei electrice cât și în ceea ce privește costurile specifice activității de furnizare”.

ANRE a elaborat în acest sens un proiect de ordin pentru aprobarea Metodologiei de stabilire a modului de calcul și a condițiilor de avizare a prețurilor aplicate de furnizorii de ultimă instanță clienților finali ca are ca scop final “menținerea prețurilor de furnizare a energiei electrice la un nivel corelat cu piața de energie electrică”.

Astfel prețul maxim pentru serviciul universal este calculat ca sumă între prețul unitar mediu al energiei electrice achiziționate din piețele centralizate de către operatorii economici care au și calitatea de FUI și prețul unitar de furnizare (costul activității de furnizare, costul participării în piețele centralizate administrate de OPCOM și profit) determinat pe baza valorilor realizate într-o perioadă de timp definită.

Începând de anul viitor, prin decizie a președintelui ANRE vor fi desemnați atât Furnizori de Ultimă Instanță (FUI) obligați, cât și opționali. În decizia de desemnare FUI opțional este prevăzut discount-ul asumat de furnizorul respectiv prin oferta cu preţ. Pentru fiecare zonă de rețea se desemnează un singur FUI obligat şi un număr nelimitat de FUI opționali. Un furnizor de energie electrică poate fi desemnat FUI obligat pentru maxim 3 zone de rețea. Un furnizor de energie electrică poate fi desemnat FUI opțional pentru una sau mai multe zone de rețea. Un furnizor de energie electrică desemnat în calitate de FUI obligat nu poate fi desemnat şi în calitate de FUI opțional în aceeași zonă de rețea, dar poate fi desemnat / activa în același timp ca FUI opțional în alte zone de rețea.

Prețul pentru serviciul universal va fi diferit în cazul FUI obligat și al celui opțional. Astfel, prețul pentru serviciul universal aplicat clienților finali care beneficiază de serviciul universal din portofoliul FUI obligat se stabilește de către acesta prin raportare la prețul maxim pentru serviciul universal, prin aplicarea unui coeficient ce reprezintă costul suplimentar realizat de către FUI prin vânzarea/cumpărarea energiei electrice pe piețele spot (PZU/PI) și/sau la preț de dezechilibru în vederea acoperirii profilului de consum și a dezechilibrelor între consum și prognoză. Valoarea coeficientului c este egală cu raportul dintre prețul mediu ponderat al energiei electrice achiziționate de către toti FUI în perioada de referință pentru asigurarea necesarului de consum al clientilor în regim de serviciu universal, considerat justificat de către ANRE, și prețul mediu ponderat al energiei electrice achiziționate din piața concurențială de către toti FUI, în perioada de referință pentru asigurarea necesarului de consum al clienților.

În cazul clienților finali care beneficiază de serviciul universal din portofoliul FUI opțional, prețul se va stabili de către acesta prin aplicarea unei reduceri față de prețul pentru serviciul universal aplicat de FUI obligat, discount prevăzut în decizia de desemnare ca FUI opțional, de către președintele ANRE.

Prețul aplicat de furnizorii de ultimă instanță obligați clienților finali care nu beneficiază de serviciu universal și care nu și-au ales un furnizor concurențial se va fi calculat prin aplicarea unui procent de majorare prețului aplicat de FUI obligat clienților care beneficiază de serviciul universal;

Prețul aplicat de furnizorii de ultimă instanță obligați clienților finali preluați pentru că au rămas fără furnizor va fi stabilit în baza prețului de achiziție realizat de către FUI în perioada de facturare.

Potrivit ordinului, până la data de 5 mai a fiecărui an, fiecare FUI obligat are obligația să achiziţioneze cel puțin 51% din necesarul de consum al clienților în regim de serviciu universal din portofoliul propriu aferent perioadei de aplicare și cel puțin 80% din necesarul de consum al clienților în regim de SU din portofoliul propriu aferent primului trimestru din perioada de aplicare.

Activitatea Comisiei Parlamentare de anchetă a activității Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) “creează, din ce în ce mai mult, spațiu pentru denigrarea și acuzarea companiei OMV Petrom, îndepărtându-se de obiectivele stabilite de Parlament”, se precizează într-un comunicat al celui mai mare contributor la bugetul de stat al României.

“OMV Petrom respinge vehement acuzațiile de neplată a obligațiilor către stat, acuzații vehiculate în ședința din 9 noiembrie a Comisiei parlamentare de anchetă a activității ANRE. De-a lungul anilor, compania a fost subiect al mai multor controale fiscale, care au fost finalizate. Ultimul control fiscal, care a avut ca scop redevențele la petrol și gaze pentru perioada 2011-2015, s-a finalizat fără constatări în trimestrul al doilea al acestui an.”, se precizează în comunicat.

Joi, în cadrul Comisiei de anchetă ANRE, președintele Blocului Național Sindical (BNS), Dumitru Costin a susținut că are documente potrivit cărora OMV Petrom a prejudiciat statul român cu 7 miliarde de lei. Declarație a fost reluată la finalul ședinței comisiei de către președintele acesteia, Iulian Iancu, care le-a rezumat jurnaliștilor acuzațiile liderului BNS.

“OMV Petrom este cel mai mare contribuabil la bugetul de stat al României. Întotdeauna a plătit corect și la timp obligațiile către bugetul de stat, fapt atestat de certificatele fiscale emise de autoritățile competente.”, susține compania. Din 2005 și până în prezent, OMV Petrom susține că a achitat 24,5 miliarde de euro sub formă de taxe, impozite, contribuții sociale și dividende cuvenite acționarului statul roman și că a efectuat investiții de 13,5 miliarde de euro. Marea majoritate a investițiilor au vizat producția în România de țiței, gaze, carburanți și electricitate, OMV Petrom având astfel “o contribuție semnificativă la asigurarea securității energetice a României, acoperind 40% din necesarul național de țiței, gaze și produse petroliere”.

“Compania este listata la bursa din București și la cea din Londra, cu investitori locali și internaționali, iar astfel de acuzații nefondate pot aduce prejudicii atât companiei, cât și acționarilor săi, inclusiv statului român.”, se precizează în comunicatul citat.

Încă de la prima ședință a Comisiei de anchetă ANRE, președintele acestei, Iulian Iancu, a acuzat OMV Petrom de manipularea pieței spot de energie electrică.

Potrivit deciziei Curții Constituționale referitoare la activitatea celeilalte comisii de anchetă care-și desfășoară în prezent activitatea, cea legată de desfășurarea alegerilor din 2009, “procedura desfășurată de comisia parlamentară de anchetă are un caracter esențial politic, care nu trebuie confundat cu anchetele sau urmăririle penale. Aceste comisii nu trebuie să emită aprecieri sau să se pronunțe asupra chestiunilor legate de răspunderea penală a persoanelor anchetate — competență rezervată Ministerului Public și instanțelor. (…) Componența unei comisii parlamentare este întotdeauna o alegere politică. Mandatul său este, în principiu, temporar. Chiar dacă ancheta sa vizează conduita unor persoane ce au putut comite infracțiuni, aceasta are un caracter esențial politic, fără a fi asimilată unei anchete sau proceduri penale. Rezultatele sale nu produc niciun fel de efecte pentru ordinea juridică. Raportul prin care se încheie nu este decât o incitare la dezbatere parlamentară. Scopul final al anchetei comisiei îl reprezintă transparența, informarea publicului cu privire la chestiuni care afectează res publica (binele public)”, precizează Curtea Constituțională, invocând Comisia de la Veneția.

De la numirea sa în funcția de președinte al Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei, fostul deputat social-democrat, Dumitru Chiriță, a emis două ordine, ambele referindu-se la politici de resurse umane. Printr-unul dintre acestea, Chiriță și-a înființat inclusiv un cabinet personal, format din 6 membri pe care-i poate numi/demite după bunul plac.

Plenul reunit al Camerei Deputaților și Senatului l-a numit pe 18 octombrie, pe o perioadă de 5 ani, pe deputatul PSD Dumitru Chiriță în funcția de președinte al ANRE, pe locul rămas vacant prin încetarea mandatului fostului președinte Nicolae Havrileț. Transferul mandatului a avut loc în cursul săptămânii următoare.

Primul ordin semnat de noul președinte ANRE pe 25 octombrie a fost unul prin care l-a numit pe Nagy-Bege Zoltan, vicepreședinte al ANRE, șef al Departamentului pentru eficiență energetică. Nagy-Bege Zoltan a fost numit vicepreședinte ANRE tot pe 18 octombrie, întâmplător cu exact același număr de voturi favorabile ca și Chiriță: 220 voturi pentru și 79 împotrivă. Probabil că numirea reprezentantului UDMR în poziția de șef al Departamentului pentru eficiență energetică este rezultatul negocierilor desfășurate în vederea obținerii susținerii majorității parlamentare în numirea noi conduceri ANRE.

La numai 2 zile, Dumitru Chiriță a emis un nou ordin, “pentru completarea Regulamentului privind regimul și principiile remunerării membrilor Comitetului de reglementare și salarizării personalului angajat al ANRE”. Potrivit acestuia, se constituie Cabinetul președintelui/vicepreședinților compus din 6 posturi. Personalul Cabinetului președintelui/vicepreședinților este numit sau eliberat din funcție de către președinte, la propunerea vicepreședinților, după caz. Angajarea în cadrul Cabinetului președintelui/vicepreședinților se realizează prin încheierea unui contract individual de muncă pe durata mandatului președintelui/vicepreședinților. Personalul Cabinetului președintelui/vicepreședinților beneficiază de prevederile contractului colectiv de muncă al ANRE."

Schema de personal a ANRE este una fixă fiind stabilită prin lege. Potrivit fostului președinte ANRE, Niculae Havrileț, citat de e-nergia.ro, instituția ar avea nevoie de o aprobare a majorării schemei de personal cu 30-40 de posturi suplimentare, dat fiind că ANRE a preluat şi reglementarea serviciului de energie termică de la fosta ANRSC.

Pentru a face probabil loc celor 6 viitori angajați personal, pe 1 noiembrie Dumitru Chiriță a decis că “din motive obiective, concursul pentru ocuparea postului de Expert la Serviciul reglementări comerciale piaţă cu amănuntul gaze naturale din cadrul Direcţiei reglementare, monitorizare piaţă gaze naturale - Direcţia generală piaţă gaze naturale, preţuri şi tarife reglementate, se anulează”. Probabil că noul președinte ANRE consideră că, în urma liberalizării prețului gazelor la producători, prin OUG 64, instituția are destui experți care să monitorizeze această piață.

Singurul document cu impact asupra piețelor reglementate de ANRE semnat de Dumitru Chiriță în prima sa săptămână de mandat a fost Decizia privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2017 (care modifică marginal o decizie a fostului președinte Nicolae Havrileț de pe 29 august). Astfel, stocul minim de gaze a fost majorat cu 1 KWh (!!!) de la 18.649.242,676 MWh, cât fusese stabilit prin decizia din august la 18.649.242,677 MWh în noua decizie. În plus, decizia a fost emisă pe 30 octombrie, ea referindu-se la obligativitatea realizării stocurilor pe 31 octombrie, adică în ziua următoare. Ca și cum stocurile de gaze s-ar putea realiza de pe o zi pe alta.

Prezent într-o emisiune televizată, Iulian Iancu, președintele Comisiei de Industrii a Camerei Deputaților, care l-a nominalizat pe Chiriță pentru poziția de președinte ANRE, a declarat că “am mai mare încredere în el (Dumitru Chiriță - n.r.) ca român, ca român vorbesc, decât în oricine altcineva ar fi fost numit. Ca român. Eu sper, sper, să se confirme această încredere a mea, în calitatea lui de român.”

Comisia parlamentară de anchetă a activității Autorității Naționale de Reglementare în Energie (ANRE) va solicita Consiliului Concurenței şi ANRE realizarea unei investigații pe piaţa gazelor.

Potrivit președintelui comisiei, social-democratul Iulian Iancu, cele două instituții ar trebui să decidă dacă, în urma liberalizării pieței gazelor la producători, produsă la 1 aprilie, prin intrarea în vigoare a OUG 64,producătorii au practicat “preţuri corecte”.

'Vrem să vedem care a fost modul în care producătorii au stabilit preţul în anul 2017, ce argumente au avut, ce instrumente de piaţă au fost folosite pentru tranzacţiile de gaze, precum şi dacă preţul este corect, competitiv şi bazat pe regulile stabilite de ANRE', a spus afirmat Iancu, citat de Agerpress

Ședințele comisiei de anchetă a activității Autorității Naționale pentru Reglementarea în Domeniul Energiei (ANRE) vor avea loc, în principiu în fiecare joi dimineață, pentru a fi transmisă online live, cu excepția audierilor unor oficiali care ar putea transmite informații sensibile, este concluzia primei ședințe a comisiei desfășurate marți.

La întrebarea colegilor de ce a fost aleasă tocmai această zi și această oră, președintele Comisiei de Industrii, Iulian Iancu, a declarat că ziua de joi, ora 10, a propusă tocmai pentru că atunci ar putea fi asigurat în permanență serviciul transmisiei live.

Ideea unei transmisii în direct a activităților comisiei nu a fost însă privită cu ochi buni de toți membri, aceștia considerând că deși transparența este bună în general, nu este indicată în unele cazuri. “Este vorba de o comisie de anchetă, de invitați importanți, care pot oferi informații sensibile legate de stocul de cărbune, de exemplu, informații care scoase din context pot provoca mișcări tectonice până să ieșim pe ușă. Nu cred că o generalizare și o transparență totală ar fi de dorit”, a declarat unul dintre membri.

Inițial, Iulian Iancu afirmase că orice dată și oră este binevenită, “singura condiție fiind aceea de a exista în permanent înregistrare online și transmisie live pentru a fi evitat orice joc politicianist”

Reprezentantul PSD, Dumitru Chiriță, a ținut să le precizeze colegilor de ședință că această comisie funcționează în baza unui mandat, cu obiective stabilite, publicate în MO. “Că am fost sau nu de acord, asta-i viața”, a declarat Chiriță.

De altfel, reprezentanții actualei puteri nu și-au ascuns “obiectivele”: “Să putem vedea ce putem face pentru ca noii conduceri ANRE să-i fie transmise niște direcții”, “Să întărim controlul comisiei asupra ANRE”.

Acesta este motivul pentru care liberalul Virgil-Daniel Popescu a declarat că și-ar dori ca raportul comisiei să nu fie unul “cu o concluzie anunțată”.

“Un semnal în piața energiei că reglementatorul este sub anchetă creează probleme, să nu ne trezim cu alte reacții, cu jucători care cred că nu-i mai reglementează nimeni și-și fac de cap”, a atras atenția Popescu.

“Agenda noastră este cea stabilită de Cameră, avem la dispoziție 60 de zile, niciuna în plus. va trebui să citim foarte mult, va trebui să vă sacrificați weekend-urile”, a fost concluzia social-democratului Iulian Iancu.

Plenul reunit al Parlamentului a decis pe 28 septembrie constituirea Comisiei parlamentare de anchetă privind activitatea ANRE pentru a verifica modificarea preţului la energie la consumatorul final.

La numai o zi de la înființarea comisiei, comisarul european pentru Energie, Miguel Canete, aflat la București, a atras atenția politicienilor autohtoni că ANRE trebuie să fie independentă, conform legislației europene.

"Independența autorităților de reglementare, nu doar în România, ci în orice țară, este un element esențial al legislației energetice europene. CE monitorizează independența reală a reglementatorilor din toate țările membre și vom lua toate măsurile necesare pentru a ne asigura că statele membre își îndeplinesc obligațiile în acest sens. Nu vrem ca reglementatorii să se subordoneze vreunei entități, ci să fie independenți, autonomi, iar astfel piețele vor funcționa cum trebuie, fără interferențe", a afirmat Canete, citat de Agerpres.

ANRE a aprobat în14 decembrie reducerea tarifelor specifice pentru serviciul de distribuție a energiei electrice și a prețului pentru energia electrică reactivă la operatorii de distribuție concesionari pentru anul 2017.

Astfel, tarifele calculate pentru anul 2017 înregistrează, faţă de anul 2016, scăderi cuprinse între 3,80% și 9,04 %. Ca pondere însă, doar a treia parte din energia care ajunge la clienţii casnici intră în reglementările ANRE. Astfel, ieftinirea va fi mult mai mică.

Nivelul de reducere a tarifelor de distribuție pentru consumatorii casnici va fi următorul:

Enel Distribuție Banat minus 9,04%, Enel Distribuție Muntenia, cu minus 8,37%, FDEE Electrica Distribuție Muntenia Nord minus 7,92%, Enel Distribuție Dobrogea, minus 6,36%, FDEEE Electrica distribuție Transilvania Nord minus 5,98%, CEZ Distribuție minus 4,55%, FDEE Electrica Distribuție Transilvania Sud minus 3,87% și E.ON Moldova Distribuție minus 3,80%.

La stabilirea corecțiilor valorice anuale și a tarifelor specifice de distribuțieși în conformitate cu prevederile metodologiilor specifice aplicabile, ANRE ia în considerare veniturile anuale obținute de operatorul de distribuție din recuperarea contravalorii energiei electrice consumate înregistrate eronat, respectiv neînregistrate, precum și costurile anuale înregistrate cu plata contravalorii acestor cantități de energie electrică.

Ca urmare a analizei datelor transmise de operatorii de distribuție concesionari și a calculelor preliminare a veniturilor reglementate, cu luarea în considerare a corecțiilor anuale efectuate conform cadrului de reglementare în vigoare, tarifele calculate pentru anul 2017 înregistrează, faţă de anul 2016, scăderi cuprinse între 3,80% și 9,04 %.

De la începutul anului, tarifele de distribuţie a energiei electrice, care au o pondere extrem de importantă, de circa 40% din preţul curentului, au fost reduse la ordinul ANRE. “Reducerea tarifelor de distribuţie a energiei electrice nu a fost prea plăcută pentru noi. Aceste reduceri pot scădea nivelul investiţiilor în reţelele de electricitate”, a declarat ieri într-o conferinţă de presă Frank Hajdinjak, director general al E.ON România.

În zona Moldovei, unde operează compania germană reţeaua electrică, pierderile tehnologice sunt de 13,45% iar de la la privatizarea din 2005, acestea s-au redus cu 2%, susţine directorul citat. “Ne va lua poate peste 10 ani ca să avem la fel de puţine pierderi ca în Vest, dar în fiecare an sunt îmbunătăţiri”, a afirmat reprezentantul E.On.

Pe de altă parte, doar pe segmentul de energie electrică, reprezentanţii companiei susţin că au avut anul trecut investiţii record de 54 milioane de euro, cele mai mari de la preluarea în 2005 a reţelei de distribuţie curent din zona Moldovei.

În mod normal, pe o piaţă liberă, investiţiile nu se reflectă absolut necesar în preţ, chiar dacă acest lucru e de dorit pentru investitori. Preţul ar fi reglat de ofertele de pe piaţă (de concurenţă) şi de cerere. Dar astfel de lucruri par greu de realizat cu adevărat în România.

Per total, E.On a anunţat că a investit anul trecut pe curent şi gaze 97 milioane de euro, acestea fiind cele mai mari investiţii din ultimii ani ale companiei, pe plan local.

Investiţii record dar... fără exagerări

Chiar dacă investiţiile de anul trecut ale companiei au fost mai mari decât în alţi ani... “nu putem să facem investiţii atât de mari încât să nu poată fi suportate de către populaţie”, a precizat Frank Hajdinjak, referindu-se la faptul că investiţiile se văd în preţul plătit de consumatori.

În cifre, compania a anunţat că pe partea de gaze a investit 160 milioane de lei (36 milioane de euro), sistemul de distribuţie  fiind reabilitat şi modernizat pe o lungime de 450 kilometri şi extins pe o lungime de 150 kilometri. Pentru 2016 au fost bugetate peste 190 milioane de lei (43 milioane euro), obiectivele principale vizate fiind modernizarea a circa 500 kilometri de conducte şi branşamente şi extinderea sistemului de distribuţie cu 150 kilometri.

Pe energie electrică, valoarea investiţiilor a fost, în 2015, de 240 milioane lei (54 milioane euro), iar principalele obiective avute în vedere au fost implementarea SCADA, contorizarea inteligentă, modernizarea unor staţii de transformare, reabilitarea şi securizarea reţelelor electrice, în special a celor de joasă tensiune. Pentru anul în curs au fost prevăzute investiţii situate la un nivel apropiat celui din anul anterior.

Cifra de afaceri consolidată aferentă anului 2015 a grupului a fost în România de 4,9 miliarde de lei, iar pentru acest an este previzionată depăşirea pragului de 5 miliarde de lei.

Racordarea la reţelele de utilităţi reprezintă o problemă nu numai pentru persoanele juridice, ci şi pentru cele fizice. Dacă pentru firme durata şi costul reprezintă principalele probleme, în cazul persoanelor fizice accesul la reţea devine aproape imposibil dacă şi-au construit o casă la o distanţă mai mare de 100 de metri de reţea.

Dacă un contribuabil s-a săturat de aglomeraţiile urbane, de riscurile pe care acestea le implică (incendii, cutremure) şi a decis să-şi construiască propria casă la o distanţă cât mai mare de zonele locuite ale unei localităţi, va avea o mare problemă. Nu doar că nu va avea acces la reţelele de apă, canalizare sau de gaze, deficitare în mediul rural, ci nu va avea acces prea lesne nici la curentul electric, cu care intenţiona să compenseze absenţa celorlalte utilităţi. Problema apei o rezolva cu un puţ şi o pompă submersibilă, iar cea a încălzirii cu convectoare, aer condiţionat sau cu o centrală pe lemne (care la rândul său funcţionează cu curent electric).

Ordinul celor 100 de metri

Numai că, deşi cetăţeanul respectiv îşi poate construi casa în 6 luni, ca să locuiască în ea va trebui să aştepte mult mai mult. Motivul: un ordin al preşedintelui ANRE, nr. 59/2013, care impune o limită de 100 de metri de la reţea peste care lucrurile se complică foarte mult. În cazul în care distanţa de reţea este mai mare de 100 de metri, “la înregistrarea cererii de racordare pentru o locuinţă individuală având o putere solicitată mai mică de 30 kVA, operatorul de distribuţie concesionar are obligaţia să comunice solicitantului printr-o scrisoare de răspuns informaţii cu privire la demersurile efectuate până în momentul respectiv în scopul dezvoltării reţelelor de distribuţie pentru electrificarea localităţii sau pentru extinderea reţelelor de distribuţie în zona respectivă, inclusiv calendarul de realizare a lucrărilor.” Cu alte cuvinte, cetăţeanul respectiv va fi informat despre planurile companiei în zonă şi va putea să estimeze câte luni/ani/decenii mai are de aşteptat până va avea acces la curent (până când reţeaua va ajunge la mai puţin de 100 de metri de casa sa).

Cine ar trebui să suporte costurile?

Ceea ce nu-i spune nimeni este faptul că, potrivit aceluiaşi ordin ANRE, autorităţile locale care i-au dat autorizaţia de construcţie şi distribuitorii sunt cele două entităţi care ar trebui să suporte cheltuielile de extindere a reţelei. Numai că pentru aceasta este nevoie de colaborarea autorităţilor locale, care ar trebui să depună o cerere de extindere a reţelei către distribuitor. În cazul în care contribuabilul persoană fizică nu are pile la “primărie” (şi nu orice fel de pile), nu va depune nimeni nici o cerere. Cu banii necesari extinderii reţelei, autorităţile locale pot împodobi străzile de Crăciun sau organiza “paranghelii”, evenimente care aduc mult mai multe voturi decât cele ale unui sau eventuali mai mulţi lupi singuratici care au decis să-şi construiască casă la 150 de metri de reţea.

Ordinul preşedintelui ANRE pare să excludă posibilitatea ca persoana fizică să suporte costurile extinderii reţelei

Însă cel mai frustrant pentru contribuabilul persoană fizică este că ordinul preşedintelui ANRE nu-i oferă altă soluţie, ba chiar sugerează că nu poate suporta din propriul buzunar cheltuielile cu extinderea reţelei. Pentru că, probabil, acest ordin a fost unul “cu dedicaţie” pentru dezvoltatorii persoane fizice cu relaţii excelente la autorităţile locale, ca acestea să suporte costurile extinderilor de reţea, invocând faptul că “nu există alternativă, aşa spune legea”.

Ordinul preşedintelui ANRE este foarte clar: “dezvoltarea reţelelor electrice de distribuţie pentru electrificarea localităţilor sau pentru extinderea reţelelor de distribuţie se finalizează de operatorul de distribuţie concesionar şi de autorităţile administraţiei publice locale sau centrale”. Contribuabilul utilizator final nu apare nicăieri, nu are are nimic de spus. Sau cel puţin aşa i se comunică de către firmele autorizate să facă lucrări de extindere de reţea, dar numai la câteva luni după ce i s-au luat banii pentru proiect şi i s-a emis din partea distribuitorului un aviz tehnic de racordare (ATR) neclar, prin care i se solicitau alte documente şi apoi altele…

Distribuitorii se ascund în spatele legislaţiei neclare şi extrem de tehnice

De altfel, aceasta este tactica distribuitorilor (Electrica, ENEL, E.On sau CEZ, după caz) de a trage de timp. Invocă neclarităţi legislative, fac trimitere la diferite texte normative imposibil de înţeles de către un contribuabil obişnuit, pentru a solicita “completarea” documentaţiei. Distribuitorii evită să acorde un aviz de racordare negativ pentru un motiv pe care ei îl cunosc foarte bine, însă contribuabilul n-are de unde să-l ştie: ANRE recunoaşte că propriul ordin este incomplet şi îi obligă pe distribuitori să racordeze orice contribuabil, dacă acesta doreşte să cofinanţeze lucrarea de extindere în locul autorităţilor locale.

“Deşi reglementările în vigoare nu prevăd posibilitatea finanţării de către utilizatori a lucrărilor de dezvoltare a reţelelor de distribuţie, apreciem că, în cazul în care aceştia solicită în mod expres acest lucru, poate fi acceptată modalitatea de cofinanţare a lucrărilor prevazută în Metodologia menţionată mai sus, co-finanţator fiind utilizatorul în locul autorităţilor administraţiei publice. Operatorul de distribuţie are obligaţia de a suporta investiţia rezultată ca eficientă în urma calculelor efectuate conform respectivei Metodologii.”, se precizează într-un răspuns oferit de ANRE unuia dintre distribuitori şi care, mai mult ca sigur, a fost transmis şi celorlalţi.

Realizarea extinderii pe bani proprii poate dura luni, dacă nu chiar ani

Chiar dacă la prima vedere contribuabilului i s-a rezolvat problema, în realitate este nevoie de încă cel puţin jumătate de an pentru ca acesta să poată aprinde becurile în casă. Şi asta pentru că, în primă fază, va trebui să ia o hârtie de la Primărie, prin care aceasta refuză să suporte cheltuielile de extindere. Obţinerea acestei hârtii poate dura o lună. Apoi va trebui să elaboreze în locul primăriei o cerere care să cuprindă mai mult de 5 documente, printre care diferite planuri de urbanism (PUZ, PUG), autorizaţii de construcţie, număr de locuinţe, autorizaţii existente, număr de locuiţe final, număr de utilizatori, puteri necesare, etc, documente pe care trebuie să le obţină tot de la primărie. În cazul fericit în care le poate obţine, va trebui să depună o cerere la distribuitor (Electrica, Enel, E.On sau CEZ, după caz). Distribuitorul are termen de 60 de zile să elaboreze un studiu de fezabilitate şi un altul de 90 de zile pentru a trimite către ANRE cererea însoţită de studiul de fezabilitate. Ulterior informării ANRE, distribuitorul va transmite cetăţeanului care se substituie autorităţii publice în termen de 90 de zile de la depunerea cererii rezultatele studiului de fezabilitate, un deviz al lucrărilor estimate şi suma cu care va trebui să participe la proiect. Această sumă reiese din studiul de fezabilitate şi este egală cu valoarea totală a investiţiilor minus cea care reiese din studiul de fezabilitate ca investiţie eficientă a distribuitorului.

Distribuitorii umflă devizele pentru a descuraja autorităţile/persoanele fizice

Investiţia eficientă a distribuitorului este aceea pentru care valoarea actualizată netă (VAN) este mai mare ca zero, iar durata de recuperare a investiţiei (DRI) nu depăşeşte 20 de ani şi rata de rentabilitate a distribuitorului. Acesta poate fi explicaţia faptului că, la emiterea ATR (avizului tehnic de racordare), distribuitorii estimează o valoare a lucrărilor mult mai mare. Astfel, partea distribuitorului din respectiva investiţie va fi mai mică, iar cea care trebuie suportată de autorităţi/persoane fizice mult mai mare. Costul mare al proiectelor de racordarea îi descurajează pe mulţi să vină cu bani de acasă (doar o treime din ATR-urile emise sunt puse în executare), ceea ce micşorează şi “investiţiile eficiente” la care sunt obligate respectivele companii (Electrica, ENEL, E.On sau CEZ), potrivit legii.

O soluţie cu costuri “colaterale”: înfiinţarea unei firme şi închirierea clădirii

Dacă doreşte să mai evite aşteptarea unei alte jumătăţi de an (după ce în primă fază a mai aşteptat alte câteva luni până a primit răspunsurile distribuitorilor şi autorităţilor locale referitoare la ordinul celor 100 de metri), contribuabilul nostru persoană fizică mai are o soluţie: să-şi înfiinţeze o firmă şi să-şi închirieze casa acesteia. Şi astfel poate suporta tot costul extinderii de reţea, pentru că ordinul ANRE cu “suta de metri” se referă doar la persoane fizice şi nu juridice. În cazul acesta o ia de la zero, depune o cerere de emitere aviz de racordare, după 30 de zile îl primeşte, firma sa angajează o firmă specializată care să-i elaboreze proiectul, obţine autorizaţii pentru fiecare stâlp ca şi cum ar construi o casă (locale, de construcţie, de mediu, CNANDR etc). Distribuitorul îi avizează pozitiv proiectul (poate să nu o facă şi să ceară refacerea acestuia - alte luni întârziere), după care se semnează două contracte (contractul între firma contribuabilului şi distribuitor, şi între distribuitor şi firma angajată să implementeze proiectul) şi se efectuează lucrarea. Aceasta este verificată de experţii distribuitorului după care se semnează contract de furnizare şi după minim 3 luni, contribuabilul ar putea să-şi aprindă becurile în casă. Problemele lui însă de-abia acum apar, pentru că va trebui să se se descurce în hăţişurile contabile aferente costurilor suportate de firmă cu racordarea. Instalaţia este cedată distribuitorului, deci nu poate fi vorba de nici o amortizare a activelor. Este doar un tarif de racordare, de o valoare mare e adevărat (cam 10.000 de lei pe suta de metri de extindere, dar poate ajunge la zeci de mii de euro dacă implică şi un transformator), pe care ar face bine să şi-l refactureze pe persoană fizică. Pentru că, pe de o parte, orice încheiere a contractului de închiriere sau orice închidere a firmei înainte de sfârşitul termenului de deductibilitate (25 de ani) implică recalculări de taxe şi impozite achitate către ANAF. Pe de altă parte, începând de anul viitor, impozitul pe proprietăţi în cazul celor închiriate firmelor va fi suportat de persoana fizică sau juridică care plăteşte utilităţile. Iar impozitul pe clădiri aplicat firmelor este mult mai mare decât cel aplicat persoanelor fizice.

Şi pe întuneric şi cu banii luaţi!

În concluzie, dacă o casă se poate construi şi în şase luni, racordarea la reţea poate dura 3 luni (dacă reţeaua e la poartă), 3-6 luni (dacă e la sub 100 de metri de casă) sau peste 6 luni, în cazul în care reţeaua se află la peste 100 de metri de noua construcţie. În acest ultim caz, poate dura ani buni, pentru că, în primă fază, nimeni, nici distribuitorul, nici firma contractată pentru realizarea proiectului, nici ANRE, nu-ţi spune nimic, în a doua fază ţi se comunică că nu se poate, fiind invocat ordinul celor 100 de metri, în a treia, autoritatea locală şi distribuitorul trag de timp luni de zile, dacă nu cumva ani, în a patra distribuitorul umflă devizul pentru a descuraja utilizatorul, iar în a cincea vor umfla devizele firmele autorizate. Dacă optezi pentru rapiditate şi-ţi înfiinţezi o firmă, nu mai umflă facturile numai distribuitorii şi firmele autorizate, ci şi autorităţile locale care vor percepe un impozit local mult mai ridicat, locuinţa fiind închiriată firmei. Din aceste tărăgănări şi umflări de preţuri, toată lumea câştigă, mai puţin cetăţeanul!

Articol publicat inițial în publicația Profit.ro

Pentru a putea pune în funcţiune unitate de producţie nouă în România, un antreprenor va trebui să aştepte şi să plătească mult mai mult decât un omolog de-al său din majoritatea statelor asiatice şi chiar africane.

Situaţia este cu atât mai bizară cu cât în România, pe lângă Electrica (de stat, prin Electrica Transilvania Nord, Electrica Transilvania Sud, Electrica Muntenia Nord), pe piaţa de distribuţie a energiei activează firme occidentale, cu know-how în domeniu, precum E.ON (Moldova), Enel (Muntenia Sud, Dobrogea şi Banat) şi CEZ (Oltenia).

Importul de expertiză însă nu a reuşit să eficientizeze această piaţă reglementată, în continuare firmele româneşti trebuind să aştepte 182 de zile şi să achite 53,7 mii de dolari pentru a se racorda la reţea, în timp ce vecinii noştri bulgari aşteaptă doar 130 de zile şi plătesc doar 23,5 mii dolari. Polonezii stau mult mai bine, timpul de aşteptare fiind de 133 de zile, iar suma achitată de 20 de ori mai mică decât cea plătită de un contribuabil persoană fizică din România, 2.677 dolari.

Până şi rudele noastre mai sărace din Republica Moldova se descurcă mai bine: o firmă de peste Prut putându-se conecta la reţea în 113 zile la un preţ de 19 mii de euro.

E.On racordează la reţea o firmă din Germania într-un timp de şase ori mai redus şi la un preţ de 20 de ori mai mic decât în România

Profit.ro a făcut un clacul comparativ privind timpul şi preţul racordării la reţea în România vs statul de provenienţă a companiilor distribuitoare: Germania (E.On), Cehia (CEZ) şi Italia (Enel).

Astfel, în cazul E.On, un contribuabil german care doreşte să se conecteze la reţeaua electrică, aşteaptă de 6 ori mai puţin (28 de zile faţă de 182 de zile în România) şi achită către E.On de 2,6 ori mai puţin ca un contribuabil persoană fizică din România (20 de mii dolari faţă de 53,7 mii dolari), asta chiar dacă între cifrele de afaceri ale firmelor din cele două state există o diferenţă insurmontabilă.

ENEL: Un antreprenor din Italia aşteaptă cu două luni mai puţin decât unul român

În cazul antreprenorilor italieni, aceştia sunt nevoiţi să aştepte mai puţin decât omologii lor din România (doar 124 de zile), însă plătesc mai mult (71,8 mii dolari). Raportată însă la Produsul Naţional Brut (PNB) al Italiei, o firmă din peninsulă plăteşte doar 209% din PBN pe cap de locuitor, în timp ce una din România achită către ENEL 573% din PNB pe cap de locuitor.

Nici comparaţia cu situaţia din Cehia nu este favorabilă contribuabilului român. În Cehia o firmă poate porni producţia la 110 zile de la depunerea documentaţiei, care o costă de peste zece ori mai puţni decât o firmă care ar vrea să intre pe piaţa din România (4,8 mii de dolari faţă de 53,7 mii dolari).

CEZ dă vina pe birocraţie

Contactate de autorii acestui text, companiile respective, cu excepţia CEZ, nu au oferit niciun răspuns până în momentul redactării materialului, deşi au avut mai mult de două luni la dispoziţie.

Potrivit CEZ, “diferenţele dintre România şi Cehia se pot explica printr-un PIB mai mare şi un grad mai redus al birocraţiei pentru obţinerea avizelor, acordurilor autorizaţiilor necesare executării lucrărilor. Trebuie precizat ca în România, din cele aproximativ 165 de zile necesare obţinerii avizelor şi derulării efective a lucrărilor, 75 de zile sunt termene reglementate de Legea 50/1991 pentru obţinerea certificatului de urbanism (30 zile), a avizelor acorduri de la deţinătorii de utilitaăţi (15 zile), a autorizaţiei de construire (30 de zile). La aceste termene se adaugă selectarea prestatorului, depunerea documentaţiilor, încheierea contractelor, achiziţia echipamentelor, execuţia lucrărilor, etc”.

CEZ mai suţine că un alte element important est gradul diferit de cadastrare a teritoriului şi a reţelelor, dar şi a unui grad diferit de modelare a soluţiilor geo-informatice (GIS) a reţelelor de distribuţie a energiei electrice şi a altor reţele de utilităţi. La aceste se mai adaugă totodată şi un nivel de dezvoltare diferit al reţelelor, precum şi o pondere a agenţilor economici şi casnici diferită.

“În unele ţări precum Bulgaria, Spania, Germania există o abordare integrată în ceea ce priveşte obţinerea avizelor şi a acordurilor pentru autorizaţii printr-un birou unic care se ocupă de toate avizele.”, susţine CEZ în răspunsul acordat Profit.ro.

Dacă în ceea ce priveşte efectul procedurilor birocratice (8 în România, faţă de 3 în Germania şi câte 5 în Cehia şi Italia) asupra timpului necesar racordării la reţea, răspunsul CEZ poate fi unul satisfăcător, este însă departe de a fi clar motivul pentru care preţul este atât de mare în România comparativ cu celelalte state. În cazul comparaţiei cu Cehia, de exemplu, preţul din România este mai mare nu numai raportat la PNB (care, e adevărat e mai mare în Cehia), ci şi în termeni nominali: 53,7 mii de dolari faţă de numai 4,8 mii de dolari.

Cartelul distribuitorilor şi firmelor “autorizate”

Aici intervine o problemă semnalată de Electrica în răspunsul dat Profit.ro, care pune termenul mare al racordării pe seama “selectării de către utilizatori a unor operatori economici care întârzie execuţia în regim de tarif de racordare a lucrărilor de alimentare cu energie electrică”.

Pentru că acest cartel de firme “autorizate” de ANRE sunt responsabile nu numai de lucrare, ci şi de preţul acesteia. Ele nu se află nici un moment sub contract cu clientul, ci numai cu distribuitorul. Clientul semnează un contract cu distribuitorul, care la rândul său semnează un contract cu firma de execuţie, pe care o plăteşte la finalul lucrărilor. În plus, în momentul emiterii acordului tehnic de racordare (ATR), distribuitorul emite şi un deviz cu un preţ estimativ al lucrărilor, care devine deja un preţ modelator de piaţă. Iar cum lucrarea (reţeaua construită pe banii clienţilor) devine la final activul/proprietatea distribuitorului, în pofida faptului că nu a investit niciun dolar în el, acesta are tot interesul de a-i majora valoarea. Firmele “autorizate” au mult mai multă nevoie de bunăvoinţa distribuitorului, aflându-se sub contract cu acesta, şi nu cu persoana (fizică sau juridică) care vrea să se racordeze la reţea. Drept urmare, ofertele lor nu se depărtează prea mult de devizul distribuitorului.

Problema a fost remarcată şi de Consiliul Concurenţei, într-un raport citat de Profit.ro afirmă că “în cazul în care clientul final alege o societate care execută lucrările de racordare, fluxurile financiare aferente fiecărui contract, respectiv fiecărei lucrări, sunt controlate de operatorul de distribuţie, având astfel posibilitatea de a influenţa concurenţa pe această piaţa conexă".

Consiliul Concurenţei a apreciat drept o măsură adecvată renunţarea la prevederea care permite operatorului de distribuţie controlul asupra fluxurilor financiare şi a propus ca în contractul de racordare să se prevadă drepturile şi obligaţiile pentru fiecare dintre cele 3 părţi implicate (operator de distribuţie, executant şi client), iar clientul să fie încurajat să îşi aleagă executantul şi proiectantul şi să poată plăti direct acestora contravaloarea prestaţiei, cu păstrarea dreptului distribuitorului de a nu accepta şi recepţiona o lucrare neconformă cu standardele în vigoare.

"Nu în ultimul rând, s-a remarcat faptul că unii operatori de distribuţie exercită influenţă asupra alegerii tipurilor de echipamente (în unele cazuri chiar asupra mărcilor acestora) ce pot fi utilizate pentru realizarea lucrărilor de racordare, deşi o gamă mult mai largă de astfel de echipamente ar putea să răspundă standardelor stabilite de reglementările în domeniu", se mai arată în raportul Consiliului Concurenţei.

În general, firmele care efectuează lucrarea cu preţuri mai mari sunt într-o relaţie mult mai bună cu distribuitorul şi poate obţine de la cesta avizarea mai rapidă a documentaţiei. Ele astfel pot efectua mai rapid lucrarea. Cu alte cuvinte, un antreprenor autohton are următoarea dilemă: plăteşti mai mult şi ai curent mai rapid sau plăteşti mai puţin şi ai curent când o vrea Dumnezeu!.

Articol publicat inițial în publicația Profit.ro

Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) va putea efectua inspecții la domiciliile șefilor de companii din sectorul energetic, precum și pe terenurile sau în autoturismele deținute de aceștia, în cadrul unor investigații declanșate oficial, cu condiția să obțină în prealabil autorizare de la judecător.

Prevederea apare într-un proiect de regulament privind organizarea și desfășurarea activității de investigare în domeniul energiei elaborat de ANRE, scrie Profit.ro.

Proiectul transpune prevederile unui regulament european privind integritatea și transparența pieței angro de energie, în care se stipulează că autoritățile naționale de reglementare în energie trebuie să dispună de competențe de investigare în ceea ce privește cazurile de încălcare a interdicției de a derula tranzacții pe piețele de energie pe bază de informații privilegiate, a interdicției de manipulare a pieței, precum și a obligației de a publica informațiile privilegiate deținute.

Proiectul de regulament vizează exclusiv tranzacțiile derulate pe piețele de energie și gaze naturale și nu se referă la plângerile și reclamațiile consumatorilor de electricitate și gaze la adresa furnizorilor și distribuitorilor și nici la cele ale utilizatorilor de rețele sau ale celor care vor să se branșeze la rețele.

Tranzacțiile derulate pe platforma Pieței pentru Ziua Următoare de la bursa de energie OPCOM au ajuns să reprezinte, la nivelul primului semestru al acestui an, peste 44% din consumul intern de electricitate din perioada menționată, respectiv 11,7 TWh, potrivit datelor OPCOM.

Se va investiga și "răspândirea de zvonuri"

Potrivit proiectului, președintele ANRE va putea dispune efectuarea unei investigații de către personalul propriu împuternicit în acest sens fie din oficiu, fie ca răspuns la o solicitare sau plângere înregistrată la ANRE, formulată de o persoană fizică sau juridică. Solicitarea sau plângerea va putea fi făcută de o instituție națională sau europeană, de unul din compartimentele organizatorice ale ANRE, de un participant la piața de energie sau de orice altă parte afectată "în mod real și direct" de o potențială încălcare a prevederilor reglementărilor în vigoare sau de o "posibilă abatere de la un comportament normal".

În proiect se menționează ca "posibile abateri de la un comportament normal" inclusiv "răspândirea de zvonuri, difuzarea de informații privilegiate, informații false sau înșelătoare și care ar putea influența sau afecta funcționarea pieței de energie, transparența sau integritatea acesteia".

Investigațiile ANRE vor fi efectuate de echipe formate din minim doi inspectori. În cadrul investigațiilor sale, ANRE va putea solicita operatorilor economici informațiile și documentele care îi sunt necesare, menționând baza legală și scopul solicitării, și va pitea stabili termene până la care aceste informații și documente să îi fie furnizate.

Potrivit proiectului de regulament, ANRE va avea dreptul să intre în spațiile, terenurile sau mijloacele de transport pe care operatorii economici le dețin legal, să examineze orice documente, registre, acte financiar - contabile și comerciale sau alte evidențe legate de activitatea operatorilor economici, indiferent de locul în care sunt depozitate, să ceară oricărei persoane relevante informații cu privire la faptele ori documentele legate de obiectul și scopul investigației, să consemneze sau să înregistreze răspunsurile acestora și, dacă este necesar, să citeze orice astfel de persoane și să le audieze, să ridice sau să obțină, în orice formă, copii ori extrase din orice documente, registre, acte financiar-contabile și comerciale sau din alte evidențe legate de activitatea operatorului economic, să solicite operatorului economic înregistrările telefonice existente și înregistrările transferurilor de date existente, să sigileze orice amplasament destinat activităților operatorului economic și orice documente, registre, acte financiar-contabile și comerciale sau alte evidente legate de activitatea operatorului economic, pe durata și în măsura necesară investigării, să solicite operatorului economic încetarea practicilor contrare dispozițiilor legale în domeniul energiei electrice și gazelor naturale, naționale sau europene, să ceară unei instanțe judecătorești sau oricărei autorități competente să impună interzicerea temporară a activității profesionale, alta decât cea reglementată de ANRE, precum și să ceară unei instanțe judecătorești să înghețe sau să pună sub sechestru active.

Program de inspecție - între 8:00 și 18:00

"ANRE va proceda la aceste acțiuni prevăzute numai dacă există indicii că pot fi găsite documente sau pot fi obținute informații considerate necesare pentru îndeplinirea competențelor sale, iar rezultatul investigației va fi consemnat într-un proces-verbal de constatare și inventariere", se arată în proiectul de regulament.

Personalul ANRE va putea să facă inspecții inopinate și poate solicita orice fel de informații sau justificări legate de îndeplinirea competențelor de investigare, atât la fața locului, cât și prin convocare la sediul ANRE.

"Personalul ANRE poate efectua inspecții în orice alte spații, precum și la domiciliul, terenurile sau mijloacele de transport aparținând conducătorilor, administratorilor, directorilor și altor angajați ai operatorilor economici ori asociațiilor de operatori economici supuși investigației numai în baza autorizării judiciare date prin încheiere de către președintele Curții de Apel București sau de către un judecător delegat de acesta", mai stipulează proiectul.

Cererea de autorizare trebuie să cuprindă toate informațiile de natură să justifice inspecția, iar judecătorul sesizat este ținut să verifice dacă cererea este întemeiată. Instanța de judecată verifică dacă decizia de împuternicire privind inspecția este autentică și dacă măsurile coercitive preconizate nu sunt nici arbitrare și nici excesive, având în vedere, în special, gravitatea încălcării suspectate, importanța elementelor de probă căutate, implicarea întreprinderii în cauză și probabilitatea rezonabilă ca registrele și documentele privind activitatea, care au legătură cu obiectul inspecției, să fie păstrate în incintele pentru care se solicită autorizația. Instanța de judecată poate solicita ANRE explicații detaliate privind elementele care îi sunt necesare pentru a-i permite să verifice proporționalitatea măsurilor coercitive preconizate.

"Inspecția se desfășoară între orele 8:00 și 18:00 și este efectuată în prezența persoanei la care se efectuează aceasta sau a reprezentantului său. Inspecția poate continua și după ora 18,00 numai cu acordul persoanei la care se efectuează aceasta sau al reprezentantului său", se mai menționează în proiectul ANRE.

Exporturile de energie electrică ale României au crescut cu 83% în primele cinci luni din 2015. Pe de altă parte, importurile de electricitate, deși de peste 13 ori mai mici ca volum decât exporturile, s-au majorat cu peste 118% față de ianuarie-mai 2014.

Potrivit datelor INS, exporturile de energie electrică ale României au crescut cu 83% în primele cinci luni din 2015, la 4.318,4 milioane KWh. Importurile s-au majorat cu 118,5%, la 314,6 milioane KWh.

Recent, Complexul Energetic Oltenia a acuzat faptul că o serie de traderi de energie ar exporta energie ieftină din surse regenerabile în Ungaria, iar apoi ar reimporta-o și ar vinde-o semnificativ mai scump în România, obținând profituri importante. Mai mult, CE Oltenia a acuzat ANRE că menține un disponibil de rezervare de capacitate foarte mic pe direcția export Români-Ungaria, împiedicându-i astfel pe producătorii români să exporte în Ungaria. ANRE a respins acuzațiile CE Oltenia.

Majorarea exporturilor de energie s-a produs în condițiile majorării producției centralelor electrice producătoare de energie din surse regenerabile, susținute prin subvenții pe bază de certificate verzi, suportate de consumatorii finali de curent electric. Grație subvențiilor, acestea au costuri de producție mici, ceea ce le stimulează competitivitatea la export.

Astfel, producţia din centralele electrice eoliene în perioada 1.I.-31.V.2015, a fost de 2.710,2 milioane KWh, în creştere cu 624,1 milioane KWh (29,9%) faţă de aceeaşi perioadă a anului precedent, iar energia solară produsă in instalaţii fotovoltaice în această perioadă a fost de 622,0 milioane KWh, în creştere cu 174,6 milioane KWh (39%) faţă de perioada corespunzătoare a anului 2014.

Per total, producția de energie electrică a României a crescut cu 3,1%, la 26.973 milioane KWh.

Producţia din termocentrale a fost de 10.399,9 milioane KWh, în scădere cu 1.202,7 milioane KWh (-10,4%). Producţia din hidrocentrale a fost de 8.611,6 milioane KWh, în creştere cu 1.321,5 milioane KWh (+18,1%), iar cea din centralele nuclearo-electrice a fost de 4.629,7 milioane KWh, în scădere cu 108,9 milioane KWh (-2,3%).

Consumul final total de energie electrică din România a scăzut cu 4,8%, la 19.947 milioane KWh, iar cel din economie – cu 8%, la 14.600 milioane KWh. Iluminatul public a crescut cu 27,6%, la 274,9 milioane KWh, iar populația a consumat cu 4,2% mai mult curent electric, respectiv 5.071 milioane KWh. Consumul propriu tehnologic în rețele și stații electrice s-a majorat cu 0,4%, la 3.022 milioane KWh.

Mai puțin de 60% din consumatorii noncasnici de gaze au încheiat contracte de vânzare-cumpărare de gaze naturale cu furnizorii, după liberalizarea pieței. Termenul-limită se prelungește de la 30 iunie la 31 august.

Potrivit unui proiect de ordin al ANRE, pentru consumatorii noncasnici care nu încheie, până la 31 august, cu furnizorul de la acel moment sau cu un alt furnizor, un contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, aferent furnizării gazelor naturale în regim negociat, contractul transmis de furnizorul actual se consideră acceptat tacit şi, în consecinţă, încheiat începând cu data de 1 septembrie 2015, cu excepția situației ȋn care clientul noncasnic comunică acestuia, până la această dată, o solicitare de modificare/completare a condiţiilor/clauzelor contractuale sau refuzul de semnare a contractului.

Doar 58,87% din totalul consumatorilor noncasnici de gaze naturale, respectiv un număr de 101.352 de consumatori, încheiaseră, până la 15 aprilie 2015, contracte de vânzare-cumpărare de gaze naturale aferente furnizării de gaze în regim negociat, după eliminarea tarifelor reglementate și liberalizarea acestui segment de piață de la 1 ianuarie 2015, potrivit datelor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

Circa 71.000 de clienți non-casnici, reprezentând 41,13% din numărul total al acestora, nu încheiaseră contracte de vânzare-cumpărare de gaze naturale aferente furnizării de gaze în regim negociat până la 15 aprilie 2015.

Dintre aceștia, cei mai mulți, respectiv 48.459, făceau parte din categoria celor mai mici consumatori, cu un consum anual de până la 23,25 MWh. 16.287 dintre cei care nu încheiaseră contracte până la 15 aprilie aveau un consum anual între 23,26 MWh şi 116,28 MWh, 5.719 – un consum anual între 116,29 MWh şi 1.162,78 MWh, 551 – un consum anual între între 1.162,79 MWh şi 11.627,78 MWh, 13 – un consum anual între 11.627,79 MWh şi 116.277,79 MWh și unul singur – un consum anual de peste 116.277,79 MWh. Toți acești consumatori fac parte din categoria clienților conectați la sistemul de distribuție.

Dintre consumatorii conectați direct la sistemul de transport, doar 28 nu încheiaseră contracte de furnizare până la 15 aprilie 2015, din care 22 cu un consum anual de până la 1.162,78 MWh, 5 – cu un consum anual între 1.162,79 MWh şi 11.627,78 MWh și unul singur – cu un consum anual între 11.627,79 MWh şi 116.277,79 MWh.

Piață liberalizată de la 1 ianuarie 2015

Potrivit ordinului ANRE nr. 107/2014, firmele cărora până la 31 ianuarie 2014 li se furnizaseră gaze naturale la preț reglementat, respectiv care nu își exercitaseră până atunci dreptul de eligibilitate și nu optaseră pentru furnizarea în regim negociat, trebuiau să își aleagă un furnizor de gaze naturale, putând inclusiv să-și schimbe furnizorul din acel moment, și să încheie cu furnizorul ales un contract de vânzare-cumpărare gaze până la finalul lui 2014, fie prin negocierea directă a prețului și a condițiilor comerciale, fie prin acceptarea unei oferte-tip a furnizorului.

Pentru firmele care omit să facă asta în termenul menționat, furnizarea gazelor va continua să se facă pe baza contractelor în vigoare la 31 decembrie 2014, însă nu la prețul reglementat valabil la acel moment, ci la prețul stabilit de furnizor. Firmele care nici până la 30 iunie 2015 nu își aleg un furnizor și nu încheie un nou contract de vânzare-cumpărare gaze, fie prin negocierea directă a prețului și a condițiilor comerciale, fie prin acceptarea unei oferte-tip a furnizorului, vor rămâne fără gaze.

Astfel, același ordin prevede că, în perioada 1 ianuarie-30 iunie 2015, pentru clienţii noncasnici care nu au încheiat un nou contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, furnizarea gazelor naturale se realizează în baza contractelor de furnizare a gazelor naturale în vigoare la data de 31 decembrie 2014, cu excepţia clauzelor din cuprinsul acestora privind preţul final reglementat, prețul urmând să fie cel stabilit de furnizor, acesta având obligația de a-l comunica clienților.

Deadline prelungit

Dat fiind timpul scurt rămas până la termenul limită 30 iunie 2015 și numărul mare al clienților noncasnici care nu au încheiat încă noi contracte de furnizare, ANRE a elaborat un proiect de modificare a ordinului nr. 107/2014, care extinde deadline-ul până la 31 august 2015.

Potrivit proiectului de modificare a ordinului citat, în perioada 1 iulie – 31 august 2015, în privinţa clienţilor noncasnici care nu au încheiat un contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, furnizarea gazelor naturale se realizează în baza contractelor de furnizare a gazelor naturale în vigoare la data de 31 decembrie 2014, cu excepţia clauzelor din cuprinsul acestora privind preţul final reglementat.

Până la data de 15.07.2015, furnizorul are obligația de a transmite clienților noncasnici proprii care nu şi-au exercitat dreptul de eligibilitate o notificare care va avea ataşată oferta de furnizare cu preţul propus de către acesta începând cu data de 1 septembrie 2015, împreună cu propunerea de contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, aferent furnizării gazelor naturale în regim negociat. Furnizorul trebuie să poată face dovada că a depus toate diligenţele pentru informarea clientului noncasnic propriu care nu şi-a exercitat dreptul de eligibilitate cu privire la semnarea contractului de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, aferent furnizării gazelor naturale în regim negociat.

Acceptare tacită

În situaţia în care clientul noncasnic nu-şi exercită, până la data de 31 august 2015, dreptul de eligibilitate şi nu încheie, cu furnizorul actual sau cu un alt furnizor, un contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, aferent furnizării gazelor naturale în regim negociat, contractul transmis de furnizorul actual se consideră acceptat tacit şi, în consecinţă, încheiat începând cu data de 1 septembrie 2015, în condiţiile prevăzute de art. 1196 alin. (2) din Legea nr. 287/2009 privind Codul civil, cu modificările şi completările ulterioare, cu excepția situației ȋn care clientul noncasnic comunică acestuia, până la această dată, o solicitare de modificare/completare a condiţiilor/clauzelor contractuale sau refuzul de semnare a contractului.

Sunt interzise clauzele contractuale care dau dreptul furnizorului să modifice/să completeze unilateral contractul de vânzare-cumpărare a gazelor naturale transmis clientului, fără încheierea unui act adiţional. Orice intenţie de modificare/completare a clauzelor contractuale se notifică de furnizor clientului noncasnic cu cel puţin 30 de zile calendaristice înainte de data la care modificarea/completarea urmează să fie efectuată.

Clientul noncasnic are la dispoziţie un termen de 15 zile calendaristice de la data primirii notificării pentru a comunica furnizorului opţiunea sa de acceptare sau neacceptare a noilor condiţii. Neprimirea unui răspuns din partea clientului noncasnic nu este considerată acceptare tacită, iar furnizorul poate denunţa unilateral contractul de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, cu notificarea prealabilă a acestuia.

Model de notificare

Potrivit proiectului de ordin, furnizorii au obligația de a trimite clienților noncasnici care nu și-au exercitat dreptul de eligibilitate o notificare, după următorul model:

MODEL NOTIFICARE

"Stimate client,

Conform art. 179 alin. (2), lit. a) din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, începând cu 1 ianuarie 2015 preţurile finale reglementate pentru clienţii noncasnici și-au încetat aplicabilitatea.

Astfel, este necesar să vă exercitați dreptul de eligibilitate și să încheiați, cu furnizorul actual sau cu oricare alt furnizor licențiat de gaze naturale ales de dumneavoastră, un contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, aferent furnizării în regim negociat. Acest contract poate fi încheiat prin negociere directă a preţului şi a condiţiilor comerciale sau prin acceptarea unei oferte-tip publicată de un furnizor, ori puteţi să recurgeți la selectarea furnizorului prin procedee specifice de licitaţie/achiziţie publică, printre care menţionăm şi posibilitatea de achiziționare a gazelor naturale prin intermediul pieţelor centralizate de gaze naturale administrate de Societatea Bursa Română de Mărfuri (Romanian Commodities Exchange) S.A. sau Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale OPCOM - S.A.

"Lista operatorilor economici, titulari de licenţă de furnizare a gazelor naturale" și "Link-urile către ofertele-tip publicate pe paginile de internet ale furnizorilor" sunt publicate pe pagina de internet a Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, la adresa http://www.anre.ro/ro/gaze-naturale/informatii-de-interes-public/furnizori-gaze-naturale. " 

În conformitate cu prevederile Ordinului președintelui ANRE nr. 107/2014 pentru stabilirea unor măsuri privind furnizarea gazelor naturale la clienţii noncasnici în perspectiva eliminării preţurilor finale reglementate, cu modificările şi completările ulterioare, (se completează cu numele furnizorului) vă asigură furnizarea gazelor naturale, până la data de 31 august 2015, în baza contractului de furnizare a gazelor naturale în vigoare la data de 31 decembrie 2014 și la prețul din oferta propusă, care v-a fost transmisă cu notificările din perioada noiembrie – decembrie 2014.

În cazul în care doriți să încheiați cu societatea noastră un contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, aferent furnizării în regim negociat, vă transmitem, anexate prezentei notificări, oferta noastră de furnizare a gazelor naturale începând cu data de 1 septembrie 2015 şi contractul de vânzare-cumpărare, în două exemplare, pe care vi-l propunem spre semnare. 

În funcţie de opţiunea dumneavoastră, este necesar ca, până la data de 31 august 2015, să ne transmiteți prin (se completează de furnizor cu modalitatea de transmitere):

• un exemplar din contractul de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, semnat de dumneavoastră, în cazul în care acceptați oferta noastră;

• propunerea dumneavoastră de modificare/completare a condiţiilor/clauzelor din contractul de vânzare-cumpărare a gazelor naturale;

• refuzul dumneavoastră, în cazul în care nu acceptați oferta societăţii noastre sau optați pentru schimbarea furnizorului de gaze naturale.

Vă atragem atenţia că neexercitarea de către dumneavoastră, până la data de 31 august 2015, a dreptului de eligibilitate prin încheierea unui contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, aferent furnizării în regim negociat sau necomunicarea niciunuia dintre documentele menționate anterior este considerată acceptare tacită, iar (se completează cu numele furnizorului) vă va asigura furnizarea, începând cu data de 1 septembrie 2015, în baza contractului de vânzare-cumpărare a gazelor naturale transmis cu prezenta notificare".

Excepţia de neconstituţionalitate ridicată de CET Govora într-o cauză având ca obiect soluţionarea unei acţiuni în anularea unui act administrativ emis de preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a fost admisă de Curtea Constituţională, se arată într-o decizie pronunţată în 10 martie 2015 şi publicată în Monitorul Oficial (vezi mai jos).

Actul administrativ contestat în cauză este Ordinul preşedintelui ANRE nr. 84/2013 privind aprobarea metodologiei de determinare şi monitorizare a supracompensării activităţii de producere a energiei electrice şi termice în cogenerare de înaltă eficienţă care beneficiază de schema de sprijin de tip bonus, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 735 din 28 noiembrie 2013.

Este adevărat, pe de o parte, că ordinele şi deciziile emise de preşedintele ANRE în exercitarea atribuţiilor sale pot fi atacate în contencios administrativ la Curtea de Apel Bucureşti, în termen de 30 de zile de la data publicării acestora în Monitorul Oficial al României, Partea I, respectiv de la data la care au fost notificate părţilor interesate.

Pe de altă parte, Curtea constată că textul  ce constituie obiectul excepţiei de neconstituţionalitate, nu face distincţie între actele administrative cu caracter individual sau cu caracter normativ, ambele categorii de acte fiind supuse aceluiaşi termen de decădere de 30 de zile pentru a putea fi atacate pe calea contenciosului administrativ.

Astfel că, Curtea constată că, dacă în acest interval de timp nu au fost contestate, actele administrative cu caracter individual emise de preşedintele ANRE  vor putea fi contestate pe cale incidentală, fără o limitare în timp, prin intermediul excepţiei de nelegalitate, astfel cum prevede legea generală în materia contenciosului administrativ. În schimb, actele administrative cu caracter normativ vor scăpa controlului judecătoresc, întrucât, după expirarea termenului de 30 de zile, împotriva acestora nu se va mai putea exercita nicio acţiune directă, deoarece, în virtutea principiului specialia generalibus derogant, nu pot fi aplicate prevederile legii generale în condiţiile existenţei unei legi speciale care fixează expres un anumit termen.

Mai multe despre toate acestea pot fi găsite în Monitorul Oficial nr. 315 din 8 mai. O să redăm mai jos doar partea finală a textului Deciziei.

Amintim că, CET Govora este producătorul de energie termică care alimentează municipiul Râmnicu Vâlcea și platforma industrială Oltchim şi este controlată de către Consiliul Județean (CJ) Vâlcea.{jathumbnailoff}

Prețurile la energie și gaze naturale pentru consumatorii din România ar crește, iar termocentralele românești și industria mineritului de cărbune din România ar avea de suferit dacă se va implementa proiectul realizării unei uniuni energetice la nivelul UE, întrucât statele membre nu și-ar mai putea stabili fiecare, după cum cred de cuviință, mixul energetic național, a declarat președintele Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), Niculae Havrileț.

"Ar crește prețurile la energie și gaze naturale, nu am mai avea, alături de Bulgaria, cele mai mici prețuri din UE. În plus, dacă se va face uniunea energetică, nu li se va mai permite statelor membre să-și stabilească fiecare mixul energetic pe care îl consideră adecvat", a declarat Havrileț, la o conferință despre proiectul uniunii energetice europene, organizată de Biroul de Informare al Parlamentului European în România.

Într-o declarație acordată Agerpres, Havrileț a explicat că realizarea uniunii energetice ar putea duce la scumpirea gazelor în România prin egalizarea tarifelor de rețea la o medie europeană, mai mare decât tariful actual din Româna, însă, în contrapondere, țara noastră va beneficia de siguranță în aprovizionarea cu gaze și energie.

În cadrul conferinței, șeful ANRE a mai arătat că stabilirea unui mix energetic european unic, în cadrul uniunii energetice, ar crea problemei termocentralelor și industriei mineritului de cărbune din România.

"Sprijinirea și subvenționarea producătorilor de energie regenerabilă, ca și a energiei nucleare, creează probleme termocentralelor, precum și probleme sociale cu salariații din termocentrale și din mineritul de cărbune", a arătat Havrileț.

Directoratul Complexului Energetic Oltenia a convocat pentru 24 aprilie AGEA, pe ordinea de zi figurând şi aprobarea planului de restructurare–reorganizare–eficientizare pentru intervalul 2015 – 2017. Pe 16 aprilie, acționarii CE Oltenia vor discuta revocarea membrilor Consiliului de Supraveghere, din cauza neîndeplinirii în proporţie de peste 25% a indicatorilor de performanţă prevăzuţi în contractul de administraţie pentru trimestrele II şi III de anul trecut.

În martie, directorul Laurențiu Ciurel anunţa că un sfert din capacitățile de producție ale Complexului Energetic Oltenia ar putea fi închise în perioada următoare şi că planul de restructurare presupune concedierea a 3.000 de angajați. La închideri, sunt vizate patru grupuri energetice: 1 și 2 Brăila și 1 și 6 Turceni, acestea urmând a fi și scoase din funcțiune. Se mai urmăreşte şi închiderea unor cariere sau perimetre miniere, cum ar fi Seciuri și Tismana Sud, precum și reducerea activității în alte cariere.

În prezent, Guvernul sprijină termocentralele pe cărbune să-și vândă producția de energie electrică, asigurând acces garantat și obligatori la rețele pentru o parte din producția acestora. Argumentul pentru acest ajutor de stat este creşterea masivă a producției de energie electrică din surse regenerabile, care, întrucât are un cost de producţie mai mic şi beneficiază şi de ajutor de stat prin schema certificatelor verzi, periclitează accesul pe piaţă al energiei generate de unităţi convenţionale, în special pe cărbune.

Complexele energetice Oltenia şi Hunedoara s-au plâns de mai multe ori că, din cauza majorării producţiei de electricitate din surse regenerabile, nu pot să vândă energia generată, întrucât nu pot concura cu centralele regenerabile din punct de vedere al costurilor de producție, acestea din urmă fiind subvenționate prin sistemul certificatelor verzi.

"Pentru asigurarea adecvanţei sistemului şi acoperirea în condiţii de siguranţă a cererii de energie electrică, este necesar să existe, în SEN, o anumită putere disponibilă asigurată de centrale, semnificativ mai mare decât puterea consumată la vârful de consum. Este obligatorie, de asemenea, menţinerea în permanenţă, la dispoziţia operatorului de sistem, a unei rezerve operaţionale care să poată echilibra balanţa la variaţiile continue ale sarcinii şi la declanşarea celui mai mare grup de producere a energie electrice din sistem. Aceste variaţii au crescut considerabil în urma creşterii explozive a producţiei de energie electrică pe bază de surse regenerabile, disponibilitatea acestor producători de energie fiind limitată, iar producţia necontrolabilă, capacitatea de rezervă asociată fiind absolut necesară pentru asigurarea adecvanţei sistemului. În sensul celor prezentate anterior, reducerea potenţialelor capacităţi de rezervă asociate, prin retragerea din exploatare a unor capacităţi de producţie a energiei electrice care utilizează combustibili clasici, afectează în mod evident, în sens negativ, siguranţa alimentării SEN şi chiar securitatea energetică a ţării", argumentează Guvernul.

România trebuie să închidă până în 2018 toate capacităţile energetice neprofitabile, iar autorităţilor române le va fi dificil să convingă UE că nu încearcă să eludeze regulile, întrucât au o credibilitate redusă, declara, în februarie, preşedintele Consiliului Concurenţei, Bogdan Chiriţoiu.

"Tot ce este neprofitabil trebuie să închidem până în 2018, anul limită până la care se pot acorda subvenţii", a declarat Chiriţoiu la conferinţa ZF Power Summit. El a menţionat pierderile de 1 miliard de euro înregistrate anul trecut de Complexul Energetic Hunedoara, care pot fi considerate ajutor de stat.

"Credibilitatea noastră este destul de redusă, trecutul nu ne avantajează deloc. Trebuie să convingem că soluţiile noastre au o logică economică şi nu sunt un mod de a eluda regulile lor. (...) Nu va fi uşor să-i convingem că avem nevoie de o capacitate care produce (electricitate - n.r.) la 300 şi ceva de lei, când preţul energiei este de 100 şi ceva de lei", a adăugat Chiriţoiu.

Prezent la ZF Power Summit, ministrul Energiei, Andrei Gerea, a declarat că statul încearcă să salveze de la faliment complexurile energetice Oltenia şi Huneadoara, aflate într-o situaţie dificilă.

Potrivit lui Gerea, deşi este esenţial pentru securitatea sistemului energetic naţional, Complexul Energetic Hunedoara este necompetitiv şi nu poate face faţă cerinţelor economiei de piaţă.

Proiectul uniunii energetice europene nu va putea fi realizat decât cu condiția înființării unei autorități de reglementare în energie unice la nivelul Uniunii Europene și adoptării unei legislații unitare europene în energie, a declarat fostul ministru delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, actualmente președinte al Consiliului de Administrație al Agenției Europene pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare în Energie (ACER), precizând că exprimă un punct de vedere personal și nu pe cel al instituției paneuropene pe care o conduce.

În prezent, ACER este o structură colegială, consultativă și non-executivă de asociere a autorităților naționale de reglementare în energie din UE și nu un organism european de supraveghere și reglementare a sectorului energetic, însă tot mai multe voci susțin transformarea sa în reglementator unic în energie al Uniunii Europene, mai ales în perspectiva creării uniunii energetice.

"Pentru realizarea uniunii energetice europene este esențială încurajarea realizării interconectării rețelelor de transport din statele membre UE, în special a celor de transport de gaze naturale. Pentru asta avem nevoie de un reglementator unic în energie la nivel european și de o legislație secundară unitară, pentru că altfel apar probleme mari", a declarat Nicolescu la o conferință despre proiectul uniunii energetice europene, organizată de Biroul de Informare al Parlamentului European în România.

Nicolescu a dat ca exemplu diferențele dintre sistemele de alocare de capacitate și tarifare a transportului de gaze naturale dintre România și Ungaria în privința conductei de gaze Arad-Szeged, diferențe care pun piedici în calea comerțului transfrontalier cu gaze naturale din UE.

Pe de altă parte, într-o intervenție ulterioară, șeful Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), Niculae Havrileț, a declarat că tariful de transport la ieșirea gazelor din România este mai mare pe relația cu Ungaria, la conducta Arad-Szeged, decât cel pe relația cu Republica Moldova, la conducta Iași-Ungheni, pentru că cea din urmă a beneficiat de finanțare din partea UE, iar prima nu, iar Transgaz trebuie să-și recupereze costurile investiționale.

Premierul ungar Viktor Orban a declarat, recent, că alimentarea cu gaze naturale a Ungariei este "blocată" de România şi Croaţia, întrucât acestea nu au încheiat interconectarea reţelelor. În prezent, prin conducta Arad-Szeged, care conectează sistemele de transport de gaze naturale din România și Ungaria, România poate doar primi gaze naturale din țara vecină, nu și livra. Capacitatea conductei este de 1,75 miliarde de metri cubi pe an.

Planul de dezvoltare al sistemului național de transport al gazelor 2014-2023, elaborat de Transgaz și publicat în decembrie 2014, prevede că interconectarea cu Ungaria va fi finalizată în 2019, operatorul sistemului național de transport al gazelor intenționând să aplice și pentru finanțări UE în vederea realizării acestui proiect.

"Astfel de probleme nu pot fi rezolvate decât prin adoptarea unei legislații europene unice în domeniu și prin crearea unui reglementator european unic în energie. Este însă un subiect greu de abordat, mai ales în ani electorali. De exemplu, anul acesta sunt alegeri în Marea Britanie și este foarte dificil să vorbești despre cedare de suveranitate, mai ales într-un domeniu strategic precum este energia, atunci când au loc alegeri", a subliniat fostul ministru delegat pentru Energie.

Fiecare își urmărește propriul interes

În contextul discuției despre uniunea energetică europeană și despre înființarea unei autorități unice de reglementare în energie la nivelul UE, merită amintit că, potrivit unui draft al unui document legat de uniunea energetică, Comisia Europeană vrea să capete prerogativa de a superviza contractele de achiziție de gaze naturale pe care statele membre le semnează cu gigantul rus de stat Gazprom, însă 10 state membre ale UE se opun acestei măsuri.

Propunerea ar acorda Comisiei Europene drept de veto asupra acestor contracte. Executivul european ar urma să aibă puterea de a se pronunța asupra termenilor contractelor dintre statele membre și Rusia și să refuze să le aprobe dacă consideră că prețurile de livrare sunt incorecte sau că anumite clauze din contracte încalcă legislația europeană. Scopul măsurii este acela de a rezolva tensiunile dintre UE și Gazprom, care este acuzată de abuz de poziție dominantă în Europa și de impunerea de prețuri discriminatorii, excesiv de mari, anumitor clienți europeni, acuzație negată de ruși.

Donald Tusk, președintele polonez al Consiliului European, a fost dintotdeauna un susținător vocal al acestui plan, susținând chiar centralizarea efectivă a achizițiilor de gaze naturale ale statelor membre UE de la Gazprom la nivelul Comisiei Europene. Însă unele state membre, cum ar fi Ungaria, Cehia și Slovacia, se opun ideii, nedorind să antagonizeze și mai mult Moscova, scrie Financial Times.

Potrivit unui draft al propunerii, consultat de Financial Times, Comisia Europeană ar urma să fie implicată în toate acordurile semnate de statele membre cu furnizori din afara UE care ar putea afecta securitatea energetică a Uniunii. Polonia este principalul susținător al acestei măsuri. Însă pe lângă Ungaria, Cehia și Slovacia, alte 7 state membre UE și-ar fi exprimat rezervele cu privire la acest plan, susțin surse diplomatice citate de publicația britanică.

Mai mulți clienți ai Gazprom din estul Europei recunosc, în discuții private, că se tem de represalii din partea Moscovei dacă Bruxelles-ul va căpăta drept de veto asupra contractelor de livrare de gaze naturale.

O problemă este cea legată de confidențialitatea contractelor dintre Gazprom și clienții săi europeni. Propunerea privind supervizarea contractelor de către Comisia Europeană s-ar referi exclusiv la acorduri interguvernamentale, nu la contracte între Gazprom și entități europene private. În UE, Gazprom este implicată în circa 40 de acorduri interguvernamentale și 300 de contracte comerciale private cu diferite companii.

Acest detaliu al propunerii favorizează Germania, care nu are un acord interguvernamental cu Rusia, ci doar contracte private semnate de companii de utilități. Chiar și așa, Germania s-ar opune ideii, riscând să intre în conflict cu Polonia, potrivit Reuters. Argumentul german este că, oricum, a da acces Comisiei Europene la contractele cu Gazprom ar însemna dezvăluirea de informații confidențiale sensibile din punct de vedere comercial. Potrivit estimărilor industriei, Polonia plătește pe gazele rusești un preț de 370 dolari/mia de metri cubi, cu peste 19% mai mare decât cel achitat de Germania, de 310 dolari/mia de metri cubi.

Electrica SA și Fondul Proprietatea au decis să înceteze negocierile privind preluarea de către Electrica a participațiilor minoritare deținute de către Fond la filialele regionale de distribuție ale Electrica, cele două părți neajungând la un acord cu privire la prețul tranzacției.

"Electrica și FP au decis să înceteze negocierile privind potențiala achiziție de către Electrica a participațiilor minoritare deținute de FP în următoarele filiale: Electrica Distribuție Muntenia Nord, Electrica Distribuție Transilvania Sud, Electrica Distribuție Transilvania Nord și Electrica Furnizare, întrucât nu au ajuns la un consens cu privire la prețul tranzacției", se arată într-un anunț al Electrica SA, remis Bursei de Valori București.

"Negocierile inițiate de Fond cu Societatea de Distribuție și Furnizare a Energiei Electrice – Electrica SA pentru vâzarea participațiilor Fondului în Electrica Distribuție Muntenia Nord, Electrica Distribuție Transilvania Sud, Electrica Distribuție Transilvania Nord și Electrica Furnizare au eșuat. În consecință, Fondul a revocat oferta făcută Electrica de a vinde participațiile în cele patru companii", afirmă și FP, într-un anunț similar.

Participațiile minoritare deținute de FP la cele patru filiale ale Electrica erau evaluate, la finalul anului trecut, la o valoare totală de 770,1 milioane lei, respectiv Electrica Distribuție Muntenia Nord – 235,6 milioane lei, Electrica Distribuție Transilvania Sud – 206,5 milioane lei, Electrica Distribuție Transilvania Nord – 201,6 milioane lei și Electrica Furnizare – 126,4 milioane lei.

Fondul Proprietatea controlează 21,99% din acțiunile Electrica Distribuție Muntenia Nord, câte 22% din acțiunile Electrica Distribuție Transilvania Sud și Electrica Distribuție Transilvania Nord, respectiv 20% din acțiunile Electrica Furnizare.

Electrica a vrut discount, FP acuză intervenția statului

Bursa scrie, citând surse apropiate negocierilor, că FP ar fi cerut Electrica circa 175 milioane de euro pentru toate acțiunile pe care le deține la Electrica Transilvania Sud, Electrica Transilvania Nord, Electrica Muntenia Nord și Electrica Furnizare.

"Electrica a refuzat oferta inflexibilă a fondului solicitând un discount de minim 35% pentru acest pachet, considerând că fondul este captiv în filialele sale, care nu sunt listate la Bursă", afirmă sursele citate de Bursa. În urmă cu un an, înainte de listarea Electrica SA la Bursa de Valori București, FP ar fi cerut pe aceste acțiuni o sumă totală de 140 milioane de euro, în timp ce Electrica ar fi oferit maxim 100 de milioane de euro, mizând pe nevoia de lichiditate a fondului, care avea în derulare programul de răscumpărare a acțiunilor proprii.

În urmă cu un an, a fost adoptată o nouă strategie de guvernanță corporativă a Electrica, strategie care, în opinia Fondului Proprietatea, îi oferă acționarului majoritar, statul român, prin intermediul Electrica, o poziție privilegiată şi încalcă drepturile acționarilor minoritari prin faptul că permite intervenția statului în activitatea curentă a celor patru subsidiare în care Fondul deține o participație minoritară.

Rentabilitate garantată redusă de ANRE

Cele patru filiale ale Electrica SA au încheiat anul 2014 cu un profit net cumulat de 540,45 lei, în creștere cu 50%% față de 2013, când acesta s-a ridicat la 361,06 milioane lei. (Electrica Distribuție Muntenia Nord – 140,26 milioane lei, cu 10,87% mai mult decât în 2013, Electrica Distribuție Transilvania Sud – 100,11 milioane lei, +44,3%, Electrica Distribuție Transilvania Nord – 95,33 milioane lei, +49,65%, Electrica Furnizare – 204,73 milioane lei, +101,78%%).

Grupul Electrica a înregistrat, anul trecut, un profit net consolidat de 401,4 milioane lei, cu 59% mai mare decât în 2013, excluzând participaţiile minoritare transferate.

La începutul acestui an, Electrica SA și filialele sale Electrica Distribuție Muntenia Nord, Electrica Distribuție Transilvania Nord și Electrica Distribuție Transilvania Sud au dat în judecată Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), cerând anularea ordinelor prin care ANRE a redus rata reglementată a rentabilității companiilor de distribuție a energiei electrice de la 8,52% la 7,7% și a stabilit noi tarife de distribuție pentru operatorii menționați.

În decembrie 2014, ANRE a redus rata reglementată a rentabilității companiilor de distribuție a energiei electrice de la 8,52% la 7,7%, după ce, inițial, intenționase să o reducă la 7,45%, fapt care stârnise nemulțumirea Fondului Proprietatea, acesta susținând că, în urma acestei măsuri, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de curent electric se va diminua cu peste 12%.

Interesați de Republica Moldova, după "răzgândirea" Enel

În februarie 2015, directorul general al companiei, Ioan Roșca, declara că Electrica SA ia în calcul participarea la privatizarea a trei companii de distribuţie a energiei din Republica Moldova, arătând că piaţa de distribuţie a energiei din Republica Moldova este atractivă pentru Electrica SA pentru că oferă o rată de rentabilitate mai mare ca în România

Roşca a arătat că Electrica SA poate să se dezvole prin investirea banilor din listarea pe piaţa de capital în reţelele proprii, dar are bani şi din activitata proprie.

"Asta ne conferă avantajul şi potenţialul de a ne uita spre posibile achiziţii în piaţa locală şi în cea regională. Am spus asta şi la privatizare, asta spunem şi acum. Eram foarte interesaţi de Enel, în acest an şi în 2016 avem oportunităţi pe plan local. Noi suntem interesaţi numai de distribuţie şi de zona de lider pe furnizare. Interesul nostru nu este pe zona de producţie", a continuat Roşca.

Planurile Electrica SA ar putea fi subminate de preferința autorităților de peste Prut pentru investitori din Federația Rusă. Astfel, în noiembrie anul trecut, ministrul Economiei de la Chișinău, Andrian Candu, declara că Republica Moldova le-ar putea oferi investitorilor ruși înspre privatizare două companii de stat care administrează rețele teritoriale de distribuție de energie electrică, RED Nord și RED Nord-Vest, precum și monopolul de stat pe telefonia fixă, Moldtelecom, iar rețeaua de căi ferate de peste Prut ar putea fi concesionată tot rușilor.

Electrica SA a fost interesată și de preluarea operațiunilor Enel din România, dar între timp italienii s-au răzgândit și au renunțat la planul de a-și vinde participațiile majoritare la subsidiarele locale Enel Distribuţie Muntenia, Enel Energie Muntenia, Enel Distribuţie Banat, Enel Distribuţie Dobrogea, Enel Energie şi Enel România.

România nu va importa nici un metru cub de gaze rusești luna viitoare, iar producția internă curentă de gaze naturale va depăși cererea totală de gaze, inclusiv consumul tehnologic și cantitățile destinate înmagazinării în depozite subterane, o cantitate de 131,775 MWh fiind destinată exportului în Republica Moldova, potrivit Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

Din estimările operatorului sistemului național de transport de gaze naturale, Transgaz, publicate de ANRE, în aprilie 2015, consumul total de gaze naturale, incluzând consumul clienților reglementați și al celor eligibili, plus consumul tehnologic, va fi cu peste 6% mai mic decât în aprilie 2014.

Luna viitoare, potrivit estimărilor Transgaz, cererea totală de gaze naturale, care include consumurile clienților, consumul tehnologic și cantitățile destinate înmagazinării în depozite subterane, va fi de 10,028 milioane MWh, cu 0,2% mai mică decât producția internă curentă de gaze naturale, estimată la 10,048 milioane MWh.

În aprilie, cererea totală de gaze naturale va fi acoperită în proporție de doar 0,007% din import, însă nu este vorba de import curent, ci de gaze importate anterior și stocate, care vor fi extrase din depozitele subterane de înmagazinare, în cantitate de 741,181 MWh.

Prin comparație, în aprilie 2014, consumul de gaze naturale din România a fost asigurat în proporție de 95,54% din producția internă, inclusiv cantități înmagazinate, și de 4,46% din import , inclusiv cantități înmagazinate.

În documentul estimativ întocmit de Transgaz și publicat de ANRE figurează și o cantitate de 131,775 MWh de gaze naturale destinată "comercializării în state non-UE". Republica Moldova a început pe 4 martie importul de gaze naturale din România prin gazoductul Iași-Ungheni. Conform contractului semnat în decembrie 2014, Republica Moldova va primi pe parcursul anului 2015 circa 11.000 MWh de gaze naturale din România.

Cele mai recente date definitive publicate de ANRE, aferente lunii noiembrie 2014, arată că, în respectiva lună, consumul de gaze naturale din România a fost asigurat în proporție de 98,14% din producția internă, inclusiv cantități înmagazinate, și de doar 1,86% din import , inclusiv cantități înmagazinate.

În noiembrie 2014, prețul mediu al gazelor naturale importate de România a fost de 378 dolari/mia de metri cubi, în scădere cu 5% față de noiembrie 2013, când s-a ridicat la 398 dolari/mia de metri cubi.

FMI compensează dispariția Gazprom

Potrivit Mediafax, valoarea facturii la gaze naturale ar putea să scadă cu 1-3% la 1 aprilie, ca urmare a eliminării importului de gaze ruseşti, însă preţul gazelor din producţia internă poate creşte cu 6-7% în 1 iulie, în funcţie de rezultatul discuţiilor dintre Guvern şi Fondul Monetar Internaţional (FMI).

"Din 1 aprilie nu mai impunem import nimănui, iar din 1 ianuarie oricum nu mai există coşul de gaze pentru industrie, ci doar pentru consumatorii casnicici. Anul acesta considerăm că nu vom mai depinde de import, dar asta nu înseamnă că acordurile de import ale firmelor nu rămân în vigoare", a declarat recent, pentru Mediafax, Niculae Havrileţ, preşedintele ANRE.

Piaţa de gaze a fost liberalizată pentru companii în 1 ianuarie 2014, astfel că în prezent doar populaţia mai primeşte gaze la preţuri reglementate.

FMI şi Comisia Europeană (CE) au cerut Guvernului să crească preţul gazelor pentru populaţie şi centrale de energie termică (CET) de la 53,3 lei la 62 lei MWh, de la 1 aprilie. Guvernul a avansat preţul de 58 lei, neacceptat de FMI şi CE. Refuzul de a creşte preţul la gaze a fost unul dintre motivele pentru care nu a fost încheiată o nouă scrisoare de intenţie la acordul cu FMI.

Conform calendarului convenit de Guvern în 2011 cu FMI şi CE, preţul gazelor pentru consumatorii casnici ar fi trebuit să crească de la 53,3 lei MW/h în iulie 2014, la 54,6 lei în octombrie 2014, la 56,1 lei în ianuarie 2015, la 58,9 lei în aprilie 2015 şi la 62 lei în iulie 2015. Creşterea preţului a fost însă amânată de Guvern, care doreşte prelungirea calendarului de eliminare a preţurilor reglementate cu trei ani, până la 30 iunie 2021.

Havrileţ a adăugat că ANRE a propus FMI ca preţul gazelor să fie ajustat o singură dată pe an, la sfârşitul perioadei reci, iar nu de două-trei ori pe an ca până acum. De asemea, se mai discută cu FMI şi varianta ca preţul gazelor din producţia internă să fie fixat în 1 iulie la 62 lei pe MWh şi să nu mai fie modificat până cel puţin în 1 aprilie 2016.

"ANRE a cerut FMI să nu mai fie creşteri de preţ de două-trei ori pe an, ci o singură dată pe an. FMI este de acord cu asta", a spus Havrileţ.

Potrivit calendarului de creştere a preţului gazelor din producţia internă, în 2018 preţul ar urma să fie 119 lei pe MWh, însă este necesară revizuirea acestui plan, din cauza schimbării situaţiei din piaţă şi a scăderii consumului.

"Conform calendarului, preţul ar urma să fie 119 lei în 2018. Vrem să închidem calendarul la preţul pieţei, care acum este de 90 lei pe MWh. Împreună cu Ministerul Energiei, ANRE va face un alt calendar, valabil tot până în 2018, dar, dacă vor fi dezechilibre între calendar şi situaţia din piaţă, cu posibilitatea extinderii până în 2021. În noul calendar vom merge pe preţul de închidere de 90 lei, în loc de 119. Posibil să fie însă mai mic, în jur de 72-75 de lei pe MWh", a spus Havrileţ.

El a adăugat că, teoretic, calendarul de liberalizare a preţului gazelor din producţia internă ar putea fi închis şi acum, dar creşterea preţului ar fi "abruptă".

Obligația impusă de legislația românească în vigoare producătorilor de energie electrică, de a oferta pe piețele naționale întreaga cantitate de energie electrică disponibilă, este de natură a ridica suspiciuni cu privire la conformitatea măsurii cu reglementările comunitare, aceasta echivalând cu o interdicție de a comercializa în mod direct energie electrică la export, fiind astfel limitată dezvoltarea pe piețele externe a unor participanți la piață, se arată într-un raport al Consiliului Concurenței (CC).

Concluzia CC vine la scurt timp după ce Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) s-a pronunțat public în sensul că, potrivit legislației în vigoare, toată energia electrică disponibilă a unui producător de energie trebuie ofertată transparent, public, nediscriminatoriu și centralizat pe platformele OPCOM destinate pieței concurențiale de energie electrică din România, iar un producător nu se poate sustrage acestei obligații prin deținerea unei licențe de furnizare, prin înființarea unei reprezentanțe în altă țară sau prin înființarea unei firme de trading în altă țară.

ANRE a făcut această precizare în condițiile în care, recent, producătorul Hidroelectrica a anunțat că a încheiat, la sfârşitul anului trecut, contracte de livrare a energiei pe piaţa din Ungaria pe parcursul întregului an 2015, prin reprezentanța sa din Budapesta.

În raportul CC privind rezultatele preliminare ale unei investigații sectoriale derulate de Consiliu pe piața energiei electrice se menționează că, din interpretarea prevederilor legislative și ținând seama de comportamentul participanților la piață, de la intrarea în vigoare a Legii energiei electrice și gazelor naturale nr. 123/2012 a reieșit că producătorii de energie electrică din România se confruntă cu dificultăți în a realiza oferte de vânzare a energiei electrice la export.

Se încalcă legislația europeană

"Astfel, în urma unei analize preliminare, a rezultat că prevederile conținute de Legea nr. 123/2012, ce au ca efect obligarea participanților la piață de a încheia tranzacții angro numai pe piețele centralizate administrate de OPCOM și OPE ar putea fi interpretate drept o interdicție pentru producătorii de energie electrică din România de a realiza tranzacții la export", avertizează Consiliul Concurenței, în raportul citat.

Cu privire la acest aspect, Consiliul Concurenței apreciază că legislația adoptată la nivel național nu poate fi interpretată într-un sens ce ar contraveni reglementărilor comunitare în vigoare, iar prevederile Legii nr. 123/2012 care obligă participanții la piață să încheie tranzacții angro numai pe piețele centralizate trebuie interpretate în sensul în care să le fie permis producătorilor de energie electrică să realizeze în mod direct (sau prin intermediul unor societăți din grupul acestora) vânzări la export.

"Totodată, există suspiciunea că obligația impusă participanților la piață, de a comercializa energie electrică pe piața angro numai pe piețe centralizate, fără a acorda acestora posibilitatea de a uza de instrumente financiare specifice piețelor de energie electrică, are drept efect blocarea investițiilor în sector", se mai afirmă în raport.

Consiliul Concurenței recomandă fie eliminarea restricției de a încheia contracte comerciale în afara piețelor centralizate, fie crearea unui mecanism de funcționare a pieței care să reducă barierele puse în calea tranzacțiilor la export de către producătorii de energie electrică din România și să conducă la o mai bună gestionare a riscurilor.

CC nu vede cu ochi buni nici interzicerea contractelor bilaterale

"Nu în cele din urmă trebuie menționat că, ținând seama de nivelul de dezvoltare al pieței de energie electrică din România, eliminarea contractelor bilaterale directe de pe această piață, indiferent de motivele ce au justificat un astfel de demers, nu poate fi interpretată drept un demers menit să conducă la dezvoltarea pieței de energie electrică. Teoretic, pe piețe cu interacțiuni succesive între participanții la piață, transparență crescută și capacități limitate, o astfel de măsură este susceptibilă de a facilita coordonarea între participanții la piață", se mai spune în raportul Consiliului Concurenței.

Atât producătorii, cât și furnizorii de energie electrică au solicitat în numeroase rânduri autorităților eliminarea interdicției legale privind încheierea de contracte bilaterale negociate direct pe piața en-gros de energie electrică de către producătorii și furnizorii de energie electrică.

Interdicția a fost introdusă pentru a se evita situații precum cele din trecut când producători de energie controlați de stat încheiau fraudulos contracte bilaterale pe termen lung cu diverși traderi, așa-numiții "băieți deștepți din energie", contracte care prevedeau prețuri de vânzare a energiei mult sub cele de producție, care prejudiciau societățile energetice de stat. Astfel de contracte au condus, de altfel, la intrarea în insolvență a Hidroelectrica.

Recent, Ioan Mihăilă, fost membru în Consiliul de Supraveghere al Hidroelectrica şi fost consilier al fostului ministru al Energiei Constantin Niţă, a fost condamnat de Curtea de Apel Bucureşti la trei ani de închisoare cu executare, pentru dare de mită privind vânzarea de energie. În acelaşi dosar a fost trimis în judecată şi Eugen Brădean, fost director de trading la Hidroelectrica. Brădean şi-a recunoscut faptele şi a fost condamnat în 5 decembrie 2013, de Tribunalul Bucureşti, la trei ani de închisoare cu suspendare, pentru complicitate la dare şi luare de mită. În urma deciziei instanţei, Eugen Brădean a fost pus în libertate.

Potrivit anchetatorilor, Ioan Mihăilă, în calitate de membru în Consiliul de Supraveghere al Hidroelectrica SA şi consilier al ministrului delegat pentru Energie, a promis unui alt membru din acelaşi Consiliu, denunţător în cauză, 1,4 milioane de euro pentru ca acesta din urmă să voteze favorabil încheierea de către Hidroelectrica a unui contract bilateral pe patru ani, de vânzare a energiei electrice către o anumită societate comercială din România, pentru cantitatea de 7.012.800 MWh (1.157.112.000 lei, aproximativ 262.980.000 de euro), ceea ce reprezentau condiţii defavorabile pentru societatea Hidroelectrica.

Ce spune industria

„Interzicerea contractelor bilaterale negociate direct situează producătorii şi furnizorii din România într-o poziţie discriminatorie faţă de ceilalţi participanţi din pieţele europene. Acest aspect discriminatoriu urmează să producă efecte negative semnificative în condiţiile în care la nivelul Uniunii Europene va deveni funcţională în 2014 piaţa internă de energie electrică”, declara, în februarie anul trecut, președintele Asociației Furnizorilor de Energie Electrică din România (AFEER), Ion Lungu, adăugând că nicio țară din Uniunea Europeană nu a considerat că o bursă poate substitui integral, fără consecinţe negative, tranzacţiile încheiate pe piaţa en-gros pe termen mediu şi lung prin negociere directă.

Într-un comunicat, AFEER atrăgea atunci atenția atenția că migrarea tranzacţiilor de pe termen lung pe termen foarte scurt (peste 30% din consumul intern sau 65% din piaţa liberă), observată în intervalul de timp de aproximativ un an şi jumătate de la aplicarea prevederilor Legii nr. 123/2012, conduce la distorsionarea preţului de referinţă pe piaţa en-gros, cu consecinţe negative asupra ofertării unui preţ corect pentru energia electrică furnizată consumatorilor.

Mai mult, susțineau furnizorii, pe termen mediu şi lung, aceasta va afecta ireversibil investiţiile în capacităţile de producere a energiei electrice, ridicând semne de întrebare cu privire la asigurarea securităţii în alimentarea cu energie electrică, la preţuri sustenabile, a consumatorilor din România. Nu în ultimul rând, garantarea unui preț stabil pe termen lung la consumatori este dificil de realizat, în condițiile date, spuneau cei de la AFEER.

Un alt aspect semnalat de AFEER era legt de blocarea investiţiilor în sectorul energiei electrice, în mod special a segmentului de producere a energiei electrice.

"Dezvoltatorii de proiecte în sectorul de producere a energiei electrice, nou intraţi pe piaţă, nu pot încheia contracte pe termen lung cu furnizorii, contracte ce reprezintă o garanţie solicitată de către bănci pentru obţinerea creditelor necesare dezvoltării proiectelor. Totodată, o schemă de finanţare pe termen lung de tipul celei propuse pentru construirea grupurilor nucleare 3 şi 4 (furnizorilor de energie electrică ce au finanţat investiţia li se vor aloca cote din energia electrică ce urmează a fi livrată din aceste grupuri, aceştia urmând să o comercializeze liber pe piaţa de energie electrică) nu mai poate fi utilizată, ca urmare a restricţiilor de contractare impuse de Legea nr. 123 (interzicerea contractelor negociate bilateral – n.r.)", argumenta AFEER.

“Înţelegem că, prin prevederile actuale privind tranzacţionarea energiei electrice numai prin intermediul pieţelor centralizate administrate de un unic operator de piaţă, s-a dorit să fie înlăturate tranzacţiile realizate anterior de anumiţi producători din portofoliul statului. În opinia noastră, soluţia pentru eliminarea practicilor anticoncurenţiale este un management profesionist, adaptat unei pieţe concurenţiale”, preciza președintele AFEER.

Electrica SA este interesată să intre pe piaţa de distribuţie a energiei din Republica Moldova, printr-o achiziţie, întrucât rata de rentabilitate este ridicată, dar o astfel de decizie depinde de orientarea pro-europeană a autorităţilor de la Chişinău, a declarat directorul companiei de stat, Ioan Roşca.

"Republica Moldova este o zonă atractivă pentru toate companiile româneşti, sigur, condiţionat şi de traseul ei politic şi economic care sperăm să fie pro-european", a afirmat Roşca la ZF Power Summit.

El a adăugat că Electrica SA ia în calcul participarea la privatizarea a trei companii de distribuţie a energiei din Republica Moldova.

Piaţa de distribuţie a energiei din Republica Moldova este atractivă pentru Electrica SA pentru că oferă o rată de rentabilitate mai mare ca în România.

Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) a redus în luna noiembrie rata reglementată a rentabilităţii pentru distribuitorii de electricitate de la 8,52% la 7,45%, decizie atacată în instanţă de către Electrica SA şi filialele companiei.

"ANRE a modificat rata de rentabilitate la patru luni de la listare (listarea Electrica SA la bursă, n.r.). Asta a creat o nemulţumire şi suspiciune extrem de mare a investitorilor, dar şi un semnal de alarmă cum că planul nostru de a investi în propriile reţele nu este acceptat de reglementator, dar eu ştiu că asta nu este adevărat. (...) Semnele nu sunt prea bune, dar sperăm că aceste derapaje se vor opri", a continuat el.

Potrivit Asociaţiei Companiilor de Utilităţi din Energie, care reuneşte unele dintre cele mai mari companii energetice active în România, scăderea ratei reglementate a rentabilităţii pentru distribuitorii de electricitate va afecta semnificativ strategiile de investiţii ale companiilor vizate de această măsură.

Roşca a arătat că Electrica SA poate să se dezvole prin investirea banilor din listarea pe piaţa de capital în reţelele proprii, dar are bani şi din activitata proprie.

"Asta ne conferă avantajul şi potenţialul de a ne uita spre posibile achiziţii în piaţa locală şi în cea regională. Am spus asta şi la privatizare, asta spunem şi acum. Eram foarte interesaţi de Enel, în acest an şi în 2016 avem oportunităţi pe plan local. Noi suntem interesaţi numai de distribuţie şi de zona de lider pe furnizare. Interesul nostru nu este pe zona de producţie", a continuat Roşca.

Grupul italian de utilităţi Enel, care deţine trei companii de distribuţie a energiei în România, a anunţat anul trecut că va vinde aceste operaţiuni. În ianuarie însă, Enel a revenit asupra deciziei, precizând că a suspendat temporar vânzarea activelor de pe piaţa românească.

Electrica SA este controlată de stat, prin Ministerul Energiei.

Planurile Electrica SA ar putea fi subminate de preferința autorităților de peste Prut pentru investitori din Federația Rusă. Astfel, în noiembrie anul trecut, ministrul Economiei de la Chișinău, Andrian Candu, declara că Republica Moldova le-ar putea oferi investitorilor ruși înspre privatizare două companii de stat care administrează rețele teritoriale de distribuție de energie electrică, RED Nord și RED Nord-Vest, precum și monopolul de stat pe telefonia fixă, Moldtelecom, iar rețeaua de căi ferate de peste Prut ar putea fi concesionată tot rușilor.

"Moldova poate oferi investitorilor ruși înspre privatizare mai multe întreprinderi de stat. De exemplu, operatorii de rețele teritoriale de distribuție de energie electrică RED Nord și RED Nord-Vest. Sectorul energetic moldovenesc este foarte atractiv. Ca dovadă, faptul că rețelele de distribuție din sudul și centrul țării au fost achiziționate de compania spaniolă Gaz Natural Union Fenosa", a declarat ministrul, într-un interviu acordat agenției ruse de presă Ria Novosti.

RED Nord furnizează energie electrică consumatorilor din zona de nord a Moldovei, având 200.000 de abonaţi în raioanele Ungheni, Glodeni, Rîaşcani, Sângerei, Floreşti, Rezina și Şoldăneşti.

RED Nord-Vest furnizează energie electrică în aceeași zonă, având abonați în raioanele Briceni, Edineţ, Ocniţa, Donduşeni, Drochia şi Soroca.

La începutul lunii, ministrul delegat pentru Energie de la București, Răzvan Nicolescu, declara că două companii energetice româneşti negociază preluarea unor active în afara ţării. Dat fiind că România are ca obiectiv majorarea exporturilor de energie electrică în Republica Moldova, prin realizarea de noi interconexiuni, s-a speculat că o potenţială ţintă de achiziţie ar putea fi compania de stat Moldelectrica, operatorul sistemului de transport de energie electrică de peste Prut.

Producătorul  şi furnizorul de gaze naturale Romgaz a avut anul trecut o cifră de afaceri de 4,49 miliarde lei, în creştere cu 15,4% faţă de anul 2013 şi un profit de 1,43 miliarde lei, în creştere cu 44%, indică raportul anual preliminar al companiei.

Raportul a fost  elaborat pe baza situaţiilor financiare individuale neauditate, întocmite în conformitate cu standardele internaţionale de raportare financiară.

Anul trecut, Romgaz a produs 5,66 miliarde metri cubi de gaze naturale şi avea la 30 septembrie, potrivit ANRE, o cotă de 47,4% din vânzările de gaze provenite din intern, celălalt mare producător din domeniu fiind OMV Petrom.

În 2014, compania a continuat operaţiunile petroliere pentru consolidarea nivelului de producţie. Astfel, activitatea de explorare, unde au fost identificate resurse prospective de circa 2 miliarde mc, confirmate resurse contingente  de circa 5 mld. mc, achiziţionată seismică 3D pe o suprafaţă de 1.200 kmp şi demarat procesul de foraj al primei sonde în Marea Neagră, blocul Rapsodia.

De asemenea, s-a lucrat şi pe activitatea de exploatare, unde au fost reparate un număr de 175 sonde, au fost conectate la sistemul naţional de transport 12 sonde noi de exploatare şi au fost puse în exploatare experimentală 4 descoperiri (Armeni, Jibert, Mecea şi Caragele Est- blocurile Nordic şi Vestic ) prin 7 sonde noi.

Urmare a acestora s-a reuşit obţinerea unei rate de înlocuire a rezervelor de circa  90%.

Investiţiile în explorare au fost de 427,9 milioane lei, în creştere cu 1,9% faţă de anul precedent şi includ mai ales prospecţiuni seismice 2D şi 3D efectuate în Moldova, Muntenia şi Oltenia, precum şi forajul a 22 sonde de explorare.

Electrica SA și filialele sale Electrica Distribuție Muntenia Nord, Electrica Distribuție Transilvania Nord și Electrica Distribuție Transilvania Sud au dat în judecată Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), cerând anularea ordinelor prin care ANRE a redus rata reglementată a rentabilității companiilor de distribuție a energiei electrice de la 8,52% la 7,7% și a stabilit noi tarife de distribuție pentru operatorii menționați.

Acțiunile au fost introduse de către Electrica SA și de către cele trei filiale regionale de distribuție ale sale la Curtea de Apel București, se arată într-o informare a Electrica SA.

Simultan cu depunerea cererilor de chemare în judecată, Electrica SA și filialele sale au făcut și plângeri prealabile împotriva ordinelor ANRE menționate mai sus, compania precizând că plângerea împotriva ordinului de reducere a ratei reglementate a rentabilității a fost respinsă de ANRE.

Luna trecută, ANRE a redus rata reglementată a rentabilității companiilor de distribuție a energiei electrice de la 8,52% la 7,7%, după ce, inițial, intenționase să o reducă la 7,45%, fapt care stârnise nemulțumirea Fondului Proprietatea, acesta susținând că, în urma acestei măsuri, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de curent electric se va diminua cu peste 12%.

Rata reglementată a rentabilității este exprimată în procentaje și reprezintă rata de rentabilitate recunoscută de ANRE pentru activitatea de distribuire a energiei electrice. Profitabilitatea distribuitorilor de energie electrică se calculează prin înmulțirea ratei reglementate a rentabilității cu baza de active a fiecărui distribuitor.

Tot în decembrie, ANRE a redus tarifele de distribuție practicate de distribuitorii de energie electrică Electrica Muntenia Nord și Electrica Transilvania Sud, pe toate nivelurile de tensiune, și le-a majorat, în schimb, pe cele practicate de Electrica Transilvania Nord.

Fondul Proprietatea și alți investitori au protestat

La finalul lunii noiembrie 2014, Fondul Proprietatea, alături de alți investitori importanți la Bursa de Valori București (BVB), acuzau draftul de ordin al ANRE, care prevedea o reducere mai amplă a ratei reglementate a rentabilității distribuitorilor de curent electric, cu peste un punct procentual, la 7,45%, susținând că, în urma acestei măsuri, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de curent electric se va diminua cu peste 12%.

"Franklin Templeton Investment Management Limited United Kingdom Sucursala Bucureşti, în calitate de Administrator Unic şi Societate de Administrare („Administratorul Fondului”) a Fondul Proprietatea SA („Fondul”), precum și Newtyn Management LLC, ING Pensii, Evermore Global Advisors, LLC sunt îngrijorați de schimbările aprobate recent de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (”ANRE”) la metodologia pentru stabilirea Ratei Reglementate a Rentabilității (”ROR”), precum și de reducerea propusă recent de către ANRE a Ratei Reglementate a Rentabilității pentru distribuitorii de electricitate de la 8,52% la 7,45%", se arăta într-un comunicat al Franklin Templeton.

Dacă reducerea ratei reglementate a rentabilității este aprobată, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de energie electrică va fi micșorată cu aproximativ 12,5%, se mai spunea în comunicat, în care se mai afirma că aceste modificări afectează în mod special unele dintre companiile din portofoliul Fondul Proprietatea, cum ar fi Electrica Distribuție Muntenia Nord, Electrica Distribuție Transilvania Sud, Electrica Distribuție Transilvania Nord, EON Moldova Distribuție, ENEL Distribuție Banat, ENEL Distribuție Dobrogea și ENEL Distribuție Muntenia.

"Fondul Proprietatea este îngrijorat în mod deosebit de faptul că schimbările constante ale cadrului de reglementare fac mediul de afaceri instabil și imprevizibil, împiedicând astfel companiile să își asume programe de investiții în contextul în care rata de rentabilitate a capitalului necesar devine nesigură. Mai mult, aceste modificări legislative, fiscale și comerciale neașteptate vor alunga investitorii, care nu vor mai fi interesați de furnizarea de capital în cadrul unui mediu de reglementare atât de imprevizibil", se mai spunea în comunicat.

Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a majorat tarifele de distribuție practicate de distribuitorul de energie electrică Electrica Distribuție Transilvania Nord cu procente cuprinse între 0,61% și 2,18% și a redus, în schimb, tarifele de distribuție ale Electrica Distribuție Transilvania Sud cu procente cuprinse între 0,21% și 1,53%.

Potrivit ordinelor ANRE publicate duminică în Monitorul Oficial, tariful de distribuție la joasă tensiune al Electrica Transilvania Nord se va majora cu 0,18% de la 1 ianuarie 2015, la 112,15 lei/MWh.

Tariful de distribuție la medie tensiune al Electrica Transilvania Nord se va majora cu 1,52%, la 47,34 lei/MWh, iar cel la înaltă tensiune - cu 2,18%, la 21,10 lei/MWh.

Electrica Distribuție Transilvania Nord distribuie energie electrică unui număr de 1.174.011 clienţi din judeţele Cluj, Bihor, Maramureş, Satu Mare, Sălaj şi Bistriţa Năsăud.

De asemenea, ANRE a decis reducerea tarifelor de distribuție practicate de Electrica Distribuție Transilvania Sud. Tariful de distribuție la joasă tensiune va scădea cu 1,53% de la 1 ianuarie 2015, la 122,39 lei/MWh, cel la medie tensiune cu 0,29%, la 46,85 lei/MWh, iar cel la înaltă tensiune – cu 0,21%, la 23,41 lei/MWh.

Electrica Distribuție Transilvania Sud distribuie energie electrică în județele Alba, Braşov, Covasna, Harghita, Mureş şi Sibiu.

Săptămâna trecută, ANRE a redus tarifele de distribuție practicate de distribuitorul de energie electrică Electrica Muntenia Nord pe toate nivelurile de tensiune, în timp ce, la distribuitorul CEZ Distribuție, a fost micșorat doar tariful la joasă tensiune, fiind majorate cele la medie și înaltă tensiune.

De asemenea, recent, ANRE a redus rata reglementată a rentabilității companiilor de distribuție a energiei electrice de la 8,52% la 7,7%, după ce, inițial, intenționase să o reducă la 7,45%, fapt care stârnise nemulțumirea Fondului Proprietatea, acesta susținând că, în urma acestei măsuri, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de curent electric se va diminua cu peste 12%.

Rata reglementată a rentabilității este exprimată în procentaje și reprezintă rata de rentabilitate recunoscută de ANRE pentru energia electrică. Profitabilitatea distribuitorilor de energie electrică se calculează prin înmulțirea ratei reglementate a rentabilității cu baza de active ale fiecărui distribuitor.

La finalul lunii trecute, Fondul Proprietatea, alături de alți investitori importanți la Bursa de Valori București (BVB), acuzau draftul de ordin al ANRE, care prevedea o reducere mai amplă a ratei reglementate a rentabilității distribuitorilor de curent electric, cu peste un punct procentual, la 7,45%, susținând că, în urma acestei măsuri, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de curent electric se va diminua cu peste 12%.

"Dacă reducerea ratei reglementate a rentabilității este aprobată, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de energie electrică va fi micșorată cu aproximativ 12,5%, se mai spunea în comunicat, în care se mai afirma că aceste modificări afectează în mod special unele dintre companiile din portofoliul Fondul Proprietatea, cum ar fi Electrica Distribuție Muntenia Nord, Electrica Distribuție Transilvania Sud, Electrica Distribuție Transilvania Nord, EON Moldova Distribuție, ENEL Distribuție Banat, ENEL Distribuție Dobrogea și ENEL Distribuție Muntenia", se afirma într-un comunicat al Franklin Templeton, administratorul Fondului Proprietatea.

Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a redus tarifele de distribuție practicate de distribuitorul de energie electrică Electrica Muntenia Nord pe toate nivelurile de tensiune, în timp ce, la distribuitorul CEZ Distribuție, a fost micșorat doar tariful la joasă tensiune, fiind majorate cele la medie și înaltă tensiune.

Potrivit ordinelor ANRE, publicate joi în Monitorul Oficial, tariful de distribuție la joasă tensiune al Electrica Muntenia Nord se va reduce cu 3,01% de la 1 ianuarie 2015, la 138,61 lei/MWh.

Vor fi reduse, de asemenea, tarifele de distribuție practicate de Electrica Muntenia Nord la medie și înaltă tensiune, cu 3,14%, la 42,84 lei/MWh, respectiv cu 2,27%, la 18,4 lei/MWh.

Electrica Muntenia Nord furnizează energie electrică în județele Brăila, Buzău, Focșani, Galați, Ploiești și Târgoviște.

ANRE a mai decis reducerea de la 1 ianuarie 2015 tarifului de distribuție la joasă tensiune practicat de distribuitorul CEZ Distribuție, cu 2,08%, la 137,30 lei/MWh.

În schimb, tarifele de distribuție la medie și înaltă de tensiune au fost majorate de ANRE de la 1 ianuarie, cu 4,47%, la 48,42 lei/MWh, respectiv cu 4,57%, la 25,39 lei/MWh.

CEZ Distribuție furnizează energie electrică în județele Dolj, Argeş, Olt, Gorj, Vâlcea, Mehedinţi şi Teleorman.

S-a redus rata de rentabilitate garantată de stat monopolurilor de distribuție

Recent, ANRE a redus rata reglementată a rentabilității companiilor de distribuție a energiei electrice de la 8,52% la 7,7%, după ce, inițial, intenționase să o reducă la 7,45%, fapt care stârnise nemulțumirea Fondului Proprietatea, acesta susținând că, în urma acestei măsuri, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de curent electric se va diminua cu peste 12%.

De la 1 ianuarie 2015, rata reglementată a rentabilității (RRR) pentru operatorii de distribuţie, exprimată în termeni reali, înainte de impozitare, aplicată la stabilirea tarifelor pentru serviciul de distribuție a energiei electrice prestat de operatorii de distribuție concesionari este de 7,7%, se stipulează la art. 1 al unui ordin al ANRE, publicat săptămâna trecută în Monitorul Oficial.

"În vederea punerii în aplicare a prevederilor art. 1, ANRE determină și aplică anual o corecție a veniturilor reglementate ale operatorilor de distribuție concesionari, calculată ca diferență între valorile rentabilității activelor, precum și ale necesarului de fond de rulment, stabilite prin aplicarea RRR de 8,52%, aprobată anterior, și noile valori determinate prin aplicarea RRR prevăzute la art. 1", prevede ordinul citat.

Legislația în vigoare până în prezent prevedea că "Rata Reglementată a Activelor (RRR) pentru operatorii de distribuţie, exprimată în termeni reali, înainte de impozitare, este de 8,52% pentru anul 2013 şi pentru fiecare an al celei de-a treia perioade de reglementare (2014-2018) ".

Rata reglementată a rentabilității este exprimată în procentaje și reprezintă rata de rentabilitate recunoscută de ANRE pentru energia electrică. Profitabilitatea distribuitorilor de energie electrică se calculează prin înmulțirea ratei reglementate a rentabilității cu baza de active ale fiecărui distribuitor.

La finalul lunii trecute, Fondul Proprietatea, alături de alți investitori importanți la Bursa de Valori București (BVB), acuzau draftul de ordin al ANRE, care prevedea o reducere mai amplă a ratei reglementate a rentabilității distribuitorilor de curent electric, cu peste un punct procentual, la 7,45%, susținând că, în urma acestei măsuri, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de curent electric se va diminua cu peste 12%.

"Dacă reducerea ratei reglementate a rentabilității este aprobată, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de energie electrică va fi micșorată cu aproximativ 12,5%, se mai spunea în comunicat, în care se mai afirma că aceste modificări afectează în mod special unele dintre companiile din portofoliul Fondul Proprietatea, cum ar fi Electrica Distribuție Muntenia Nord, Electrica Distribuție Transilvania Sud, Electrica Distribuție Transilvania Nord, EON Moldova Distribuție, ENEL Distribuție Banat, ENEL Distribuție Dobrogea și ENEL Distribuție Muntenia", se afirma într-un comunicat al Franklin Templeton, administratorul Fondului Proprietatea.

Divizia de electrificare a CFR, Electrificare CFR SA, a cumpărat, săptămâna trecută, de la Nuclearelectrica, curent electric necesar activității de anul viitor a căilor ferate, producătorul de energie nucleară controlat de statul român impunând plata în avans a energiei vândute, însă nu și garanții, în condițiile în care Electrificare CFR SA se află într-o situație financiară dificilă și, în plus, a acumulat în trecut restanțe foarte mari la achitarea facturilor la curent electric.

"Conform contractului încheiat cu Electrificare CFR SA, livrarea de energie electrică va avea loc în perioada 01.01.2015 - 31.12.2015, la o putere constantă pe contract (5 MW), totalizând un volum de 43.800 MWh. Valoarea totală a contractului este de 7.498.998 lei, corespunzătoare prețului de închidere a licitației, de 171,21 lei/MWh", se arată într-un comunicat al Nuclearelectrica, remis Bursei de Valori București (BVB).

La licitația organizată de Nuclearelectrica și câștigată de Electrificare CFR SA, licitație care s-a derulat pe Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale (PCCB) de la bursa de energie OPCOM, au mai depus oferte de cumpărare traderii de energie OMV, Tinmar Ind și Alpiq Energy.

"Electrificare CFR SA va efectua plata, în avans, la termenul scadent definit ca data de 27 a lunii anterioare lunii de livrare a energiei și nu va constitui garanții în favoarea Nuclearelectrica. În cazul neachitării facturii la scadență, Electrificare CFR SA va fi obligată la plata de penalități de întârziere al căror nivel de dobândă corespunde ca procent dobânzii datorate pentru neplata la termen a obligațiilor către bugetul de stat, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu prima zi după scadență până la data stingerii sumei datorate, inclusiv", se mai spune în comunicatul Nuclearelectrica.

Nuclearelectrica mai precizează că, până la data de 11.12.2014, nu a avut nicio relație contractuală cu Electrificare CFR SA și nu are creanțe sau datorii în legătură cu divizia de electrificare a CFR.

Au întârziat foarte mult intrarea la OPCOM

Deși este unul dintre cei mai mari consumatori de energie electrică din economia românească, CFR a rămas ani de zile în postura de consumator captiv, achiziționându-și curentul electric necesar desfășurării activității direct de la distribuitorii zonali la tarife reglementate în loc să iasă pe piața liberă și să negocieze prețuri semnificativ mai mici, cu până la 30%, pentru cantitățile mari de electricitate cumpărate.

Cu toate că a obținut licență de distribuție și furnizare a energiei electrice în sistemul feroviar de la Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) încă din 2006, adică la doi ani de la înființare, divizia energetică a operatorului feroviar de stat al României, Electrificare CFR SA, a început să cumpere curent electric pentru sistemul feroviar romândesc de pe bursa de energie OPCOM doar de anul acesta.

Electrificare CFR SA a preluat de-abia în septembrie furnizarea de curent electric pentru întreaga rețea feroviară a României. În primele cinci luni ale anului, compania-mamă CN CFR SA a achitat unui număr de patru furnizori de energie electrică obligaţii financiare în valoare totală de aproximativ 636 milioane lei, reprezentând facturi restante neplătite pentru energia livrată.

În ianuarie, Electrificare CFR SA a organizat prima sa licitație de cumpărare la OPCOM. De atunci, compania a încheiat mai multe tranzacții de cumpărare la OPCOM, printre vânzători numărându-se Tinmar Ind sau E.ON Energie.

Pierderi foarte mari, pericol de dizolvare

Electrificare CFR SA a încheiat anul 2013 cu pierderi de aproape 11 milioane euro. În intervalul 2008 – 2013, pierderile totale cumulate nete ale Electrificare CFR SA s-au ridicat la 489,12 milioane lei (116,26 milioane euro), singurul an în care societatea a consemnat profit fiind 2011 (10,09 milioane lei).

Recent, într-o AGA a companiei din 9 decembrie, s-a decis majorarea capitalului social al Electrificare CFR SA cu 75 milioane lei, prin aport în numerar al acționarului unic CN CFR SA, suma urmând să fie utilizată pentru achitarea obligațiilor restante ale Electrificare CFR SA către bugetul consolidat al statului.

La precedenta AGA, din 21 octombrie, acționarul unic CN CFR SA a luat act de faptul că activul net al Electrificare CFR SA a scăzut la mai puțin de jumătate din valoarea capitalului social subscris și a decis prezentarea unui raport privind situația patrimonială a societății în AGA CN CFR SA. Potrivit legii societăţilor comerciale, atunci când activul net al unei companii scade sub jumătate din valoarea capitalului social, acționarii trebuie să decidă dacă respectiva companie îşi va mai desfăşura activitatea sau va fi dizolvată.

La AGA din 9 decembrie s-a mai decis ca purtătorul de cuvânt al Guvernului, Corneliu Calotă, să fie numit în funcția de membru provizoriu în Consiliul de Administrație al societății, în urma revocării din funcția respectivă a lui Ioan-Vasile Tarniță, directorul de patrimoniu al companiei-mamă, CN CFR SA.

Purtătorul de cuvânt al Guvernului, Corneliu Calotă, a fost numit în funcția de membru provizoriu în Consiliul de Administrație al societății de stat Electrificare CFR SA, divizia de electrificare a CFR, în urma revocării din funcția respectivă a lui Ioan-Vasile Tarniță, directorul de patrimoniu al companiei-mamă, CN CFR SA.

Numirea s-a făcut printr-o hotărâre a AGA de la Electrificare CFR SA din 9 decembrie. Contactat de Energy Report, Corneliu Calotă a confirmat informația.

La precedenta AGA de la Electrificare CFR SA, din 21 octombrie, acționarul unic CN CFR SA a luat act de faptul că activul net al Electrificare CFR SA a scăzut la mai puțin de jumătate din valoarea capitalului social subscris și a decis prezentarea unui raport privind situația patrimonială a societății în AGA de la CN CFR SA. Potrivit legii societăţilor comerciale, atunci când activul net al unei companii scade sub jumătate din valoarea capitalului social, acționarii trebuie să decidă dacă respectiva companie îşi va mai desfăşura activitatea sau va fi dizolvată.

Cât se câștigă în CA la Electrificare CFR SA

Consiliul de Administrație al societății este format din 5 membri. Potrivit unei informări din noiembrie 2014 a Federației Naționale a Sindicatelor din Transporturi ELCATEL, remunerația membrilor CA al Electrificare CFR SA cuprinde o indemnizație fixă, precum și una variabilă. Indemnizația fixă este de 4.068 lei/lună, respectiv 48.810 lei/an, iar cea variabilă – de 97.620 lei/an.

În septembrie 2013, purtătorul de cuvânt de atunci al guvernului Ponta, Andrei Zaharescu, a fost numit membru în CA al E.ON Gaz Distribuție SA, societate la care statul român deținea acțiuni, la propunerea Ministerului Economiei.

Corneliu Calotă a fost numit purtător de cuvânt al Guvernului de către premierul Victor Ponta în septembrie anul acesta, în locul lui Mirel Palada. La acel moment, Calotă ocupa și funcția de reprezentant al Executivului în CA al TVR, post din care a fost retras ulterior. De altfel, numele lui Corneliu Calotă s-a numărat printre cele vehiculate de presă în 2012 pentru ocuparea funcției de preșdinte-director general al TVR.

Cine este Corneliu Calotă

Corneliu Calotă s-a născut în Târgu Jiu, a absolvit Școala Națională de Studii Politice și Administrative din București şi Universitatea Politehnică din București, deţine un doctorat în Relaţii Internaţionale şi predă la Universitatea Transilvania Brașov, fiind profesor asociat din 2011 până în prezent.

Corneliu Calotă a fost profesor asociat la Institutul Diplomatic Român, între 2002-2005, jurnalist, producător şi a moderat propria emisiune la TVR, între 1997 – 2006. El a mai ocupat funcția de director de Marketing la Astra Asigurări între 2001 şi 2002, de director de Comunicare şi PR la APAPS, între 2000 şi 2001, de expert parlamentar, între 1999 şi 2000, de director executiv la TVR International, în perioada 1994 -1997, şi de senior editor la TVR, între 1990 şi 1994. A mai fost editor la TVR în perioada 2006-2009.

Pierderi masive și risc de dizolvare

Electrificare CFR SA, divizia de electrificare a CFR, a încheiat anul 2013 cu pierderi de aproape 11 milioane euro. În intervalul 2008 – 2013, pierderile totale cumulate nete ale Electrificare CFR SA s-au ridicat la 489,12 milioane lei (116,26 milioane euro), singurul an în care societatea a consemnat profit fiind 2011 (10,09 milioane lei).

Tot în AGA din 9 decembrie s-a decis majorarea capitalului social al Electrificare CFR SA cu 75 milioane lei, prin aport în numerar al acționarului unic CN CFR SA, suma urmând să fie utilizată pentru achitarea obligațiilor restante ale Electrificare CFR SA către bugetul consolidat al statului.

La precedenta AGA, din 21 octombrie, acționarul unic CN CFR SA a luat act de faptul că activul net al Electrificare CFR SA a scăzut la mai puțin de jumătate din valoarea capitalului social subscris și a decis prezentarea unui raport privind situația patrimonială a societății în AGA CN CFR SA. Potrivit legii societăţilor comerciale, atunci când activul net al unei companii scade sub jumătate din valoarea capitalului social, acționarii trebuie să decidă dacă respectiva companie îşi va mai desfăşura activitatea sau va fi dizolvată.

Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) a redus rata reglementată a rentabilității companiilor de distribuție a energiei electrice de la 8,52% la 7,7%, după ce, inițial, intenționase să o reducă la 7,45%, fapt care stârnise nemulțumirea Fondului Proprietatea, acesta susținând că, în urma acestei măsuri, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de curent electric se va diminua cu peste 12%.

De la 1 ianuarie 2015, rata reglementată a rentabilității (RRR) pentru operatorii de distribuţie, exprimată în termeni reali, înainte de impozitare, aplicată la stabilirea tarifelor pentru serviciul de distribuție a energiei electrice prestat de operatorii de distribuție concesionari este de 7,7%, se stipulează la art. 1 al unui ordin al ANRE, publicat vineri în Monitorul Oficial.

"În vederea punerii în aplicare a prevederilor art. 1, ANRE determină și aplică anual o corecție a veniturilor reglementate ale operatorilor de distribuție concesionari, calculată ca diferență între valorile rentabilității activelor, precum și ale necesarului de fond de rulment, stabilite prin aplicarea RRR de 8,52%, aprobată anterior, și noile valori determinate prin aplicarea RRR prevăzute la art. 1", prevede ordinul citat.

Legislația în vigoare până în prezent prevedea că "Rata Reglementată a Activelor (RRR) pentru operatorii de distribuţie, exprimată în termeni reali, înainte de impozitare, este de 8,52% pentru anul 2013 şi pentru fiecare an al celei de-a treia perioade de reglementare (2014-2018) ".

Rata reglementată a rentabilității este exprimată în procentaje și reprezintă rata de rentabilitate recunoscută de ANRE pentru energia electrică. Profitabilitatea distribuitorilor de energie electrică se calculează prin înmulțirea ratei reglementate a rentabilității cu baza de active ale fiecărui distribuitor.

La finalul lunii trecute, Fondul Proprietatea, alături de alți investitori importanți la Bursa de Valori București (BVB), acuzau draftul de ordin al ANRE, care prevedea o reducere mai amplă a ratei reglementate a rentabilității distribuitorilor de curent electric, cu peste un punct procentual, la 7,45%, susținând că, în urma acestei măsuri, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de curent electric se va diminua cu peste 12%.

"Franklin Templeton Investment Management Limited United Kingdom Sucursala Bucureşti, în calitate de Administrator Unic şi Societate de Administrare („Administratorul Fondului”) a Fondul Proprietatea SA („Fondul”), precum și Newtyn Management LLC, ING Pensii, Evermore Global Advisors, LLC sunt îngrijorați de schimbările aprobate recent de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (”ANRE”) la metodologia pentru stabilirea Ratei Reglementate a Rentabilității (”ROR”), precum și de reducerea propusă recent de către ANRE a Ratei Reglementate a Rentabilității pentru distribuitorii de electricitate de la 8,52% la 7,45%", se arăta într-un comunicat al Franklin Templeton.

Dacă reducerea ratei reglementate a rentabilității este aprobată, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de energie electrică va fi micșorată cu aproximativ 12,5%, se mai spunea în comunicat, în care se mai afirma că aceste modificări afectează în mod special unele dintre companiile din portofoliul Fondul Proprietatea, cum ar fi Electrica Distribuție Muntenia Nord, Electrica Distribuție Transilvania Sud, Electrica Distribuție Transilvania Nord, EON Moldova Distribuție, ENEL Distribuție Banat, ENEL Distribuție Dobrogea și ENEL Distribuție Muntenia.

"Fondul Proprietatea este îngrijorat în mod deosebit de faptul că schimbările constante ale cadrului de reglementare fac mediul de afaceri instabil și imprevizibil, împiedicând astfel companiile să își asume programe de investiții în contextul în care rata de rentabilitate a capitalului necesar devine nesigură. Mai mult, aceste modificări legislative, fiscale și comerciale neașteptate vor alunga investitorii, care nu vor mai fi interesați de furnizarea de capital în cadrul unui mediu de reglementare atât de imprevizibil", se mai spunea în comunicat.

Franklin Templeton mai arăta că modificările propuse vin la mai puțin de 4 luni de la listarea Electrica de către statul român la BVB și pe Bursa de Valori de la Londra și au loc după introducerea taxei de stâlp, la scurt timp după IPO-urile Nuclearelectrica și Romgaz.

"Astfel de schimbări negative ar putea pune în pericol succesul oricăror listări sau privatizări ale întreprinderilor de stat din România pe Bursa de Valori București", conchidea Franklin Templeton, administratorul Fondului Proprietatea.

Furnizorul de gaze C-Gaz & Energy Distribuție SRL a cumpărat vineri, la Bursa Română de Mărfuri (BRM), cantitatea totală de 120.000 MWh de gaze naturale, pentru perioada de livrare ianuarie 2015 – ianuarie 2016, acceptând o ofertă de vânzare la prețul de 89,10 lei/MWh, cu 8,5% mai mare decât prețul de pornire al licitației, pe care îl fixase la 82 lei/MWh.

C-Gaz & Energy Distribuție SRL a acceptat singura ofertă pe care a primit-o. "Prețul inițial cerut de cumpărător a fost de 82 lei/MWh. Prețul final de 89,10 lei/MWh a fost acceptat de cumpărător. Licitația s-a încheiat cu adjudecare pentru cantitatea de 120.000 MWh", se arată într-un anunț al BRM.

Licitația care s-a încheiat cu tranzacția menționată a avut loc după ce producătorul de gaze care a răspuns la oferta C-Gaz & Energy Distribuție SRL, nedezvăluit de anunț, a cerut și a obținut de la companie modificarea contractului-cadru de vânzare–cumpărare propus de C-GAZ & Energy Distribuție în eventualitatea încheierii unei tranzacții.

Astfel, vânzătorul a cerut adăugarea la contract a unei clauze care să prevadă că cumpărătorul consimte să plătească vânzătorului contravaloarea a 15% din cantitatea de gaze naturale nepreluată, la valoarea facturii lunare urmând să se adauge și contravaloarea gazelor naturale nepreluate, calculată la prețul contractual. În plus, vânzătorul a cerut ca scrisoarea de garanție bancară emisă de cumpărător să garanteze inclusiv obligațiile contractuale ale acestuia legate de nepreluarea întregii cantități de gaze naturale prevăzute în programul de livrare.

C-Gaz & Energy Distribuție SRL a acceptat cererea producătorului și a operat în contract modificările menționate.

Este prima tranzacție încheiată din septembrie încoace pe bursele românești de gaze naturale între un producător și un furnizor și pentru o cantitate majoră de gaze. Ultima tranzacție avusese loc pe 4 septembrie, la BRM, când Romgaz a reușit să vândă o cantitate-record de 477.000 MWh de gaze, într-o marjă de preț de 85-86 lei/MWh. Anterior, la finele lunii august, tot la BRM, OMV Petrom a vândut furnizorului de gaze E.ON Energie 212.000 MWh de gaze naturale, cu 85 lei/MWh.

De atunci și până în prezent, vânzătorii și cumpărătorii n-au mai reușit să se înțeleagă la preț, diferența între pretențiile fiecărei categorii crescând semnificativ. Ultimele oferte de vânzare introduse de OMV Petrom la OPCOM, ultima pentru o licitație programată pentru 19 decembrie, au prețuri inițiale de 90-99 lei/MWh. Însă chiar și o ofertă relativ ieftină, precum ultima introdusă de Romgaz la OPCOM, în septembrie, de 88 lei/MWh, a rămas neadjudecată.

Vineri au mai avut loc două licitații de cumpărare de gaze naturale, ambele eșuate. Astfel, Tinmar Ind a vrut să cumpere 18.000 MWh la un preț maxim de 85 lei/MWh, dar nu a primit decât o ofertă de vânzare de 95,70 lei/MWh. De asemenea, E.ON Energie a încercat să cumpere 232.000 MWh pentru consumatori eligibili casnici, la prețul de 53,30 lei/MWh, însă nu a primit nici o ofertă de vânzare.

Producătorii de gaze naturale din România, titulari de acorduri petroliere, vor fi obligați, în 2015, să vândă la OPCOM și la Bursa Română de Mărfuri (BRM) minimum 35% din producţia internă proprie destinată consumului intern, procentul urmând să scadă progresiv în anii următori, la minimum 30% în anul 2016, minimum 25% în anul 2017 şi minimum 20% în anul 2018.

De asemenea, furnizorii licenţiaţi de gaze, cu excepţia celor care au şi calitatea de producători de gaze naturale, vor avea obligaţia să încheie, în perioada 1 martie-31 decembrie 2015, tranzacţii pe pieţe centralizate de gaze naturale din România, transparent şi nediscriminatoriu, pentru vânzarea-cumpărarea a minimum 30% din cantitatea totală de gaze naturale comercializată pe piaţa concurenţială în cursul anului 2015. Aceste procente vor scădea progresiv la minimum 25% în anul 2016, minimum 20% în anul 2017 şi minimum 15% în anul 2018.

Producătorii au și în prezent obligația de a vinde pe burse o parte din producție, însă într-un procent mult mai mic și dintr-o bază de calcul mult mai redusă, respectiv 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale.

Fostul șef al agenției de reglementare în energie din China a fost condamnat la închisoare pe viață pentru că ar fi primit mită în valoare totală de 5,8 milioane de dolari pentru a aproba proiecte în domeniul de reglementare al agenției.

Liu Tenan, care a deținut funcția de președinte al Administrației Naționale pentru Energie din China, a recunoscut că a luat mită circa jumătate din suma imputată de procurori, respectiv aproximativ 3 milioane de dolari, potrivit curții care l-a condamnat, citată de Bloomberg.

Liu Tenan și fiul său Liu Decheng au primit foloasele necuvenite între 2002 și 2012, sub formă de acțiuni la companii, mașini, cash, precum și un job-fantomă de unde fiul fostului reglementator în energie încasa un salariu consistent. Tribunalul a ordonat confiscarea tuturor bunurilor aflate în proprietatea lui Liu Tenan.

"Liu Tenan consideră că pedeapsa este prea aspră. Tot ce a făcut, a făcut pentru fiul său. Și-a răsfățat fiul, iar acum regretă", a declarat avocatul condamnatului. Cazul fiului urmează să fie judecat separat de către tribunal.

Liu Tenan este ultimul nume mare condamnat în cadrul campaniei anticorupție de doi ani declanșată de președintele Chinei, Xi Jinping, menită să-i întărească puterea și să sporească legitimitatea Partidului Comunist. Potrivit Comisiei Centrale pentru Inspecția Disciplinei a Partidului, peste 80.000 de oficiali de diferite ranguri au fost condamnați pentru încălcarea regulilor Partidului în cadrul acestei campanii.

Liu Tenan a deținut și funcția de director adjunct al Comisiei Naționale pentru Dezvoltare și Reformă, principalul organ de planificare a economiei din China. Agenția are printre atribuții aprobarea proiectelor de infrastructură și controlul prețurilor la energie.

"Pedeapsa este menită să-i sperie pe alți oficiali. Sentința a luat în calcul nu doar faptele ca atare, ci și influența politică a personajului", spune Zhuang Deshui, profesor de administrație publică la Universitatea din Pekin.

La ultimul termen de judecată, Liu Tenan a subliniat că și-a recunoscut faptele și că a colaborat cu anchetatorii, oferindu-le acestora informații. "Nu am nimic de spus în apărarea mea, dat fiind că am cauzat pierderi imense țării și partidului", ar fi spus Liu Tenan, potrivit stenogramei publicate de curtea care l-a condamnat, în care se mai precizează și că acesta ar fi izbucnit în lacrimi la auzul sentinței.

Curtea a mai publicat și o serie de mărturii încriminatoare la adresa lui Liu Tenan făcute de fiul său. Astfel, acesta a povestit cum a primit o mașină Nissan Teana drept cadou după ce tatăl său a aprobat construirea unui combinat chimic extrem de poluant în provincia Ningbo din estul Chinei.

Liu Decheng, fiul condamnatului, a mai spus că a încasat salarii în sumă totală de aproape 200.000 de dolari fără să se ducă nici măcar o zi la lucru, între iunie 2007 și decembrie 2012, de la compania Denway Motors Ltd, care încerca să-i intre în grații tatălui său pentru a-și mări șansele ca proiectele să îi fie aprobate de instituția condusă de acesta.

Potrivit curții, fostul șef al agenției de reglementare în energie din China își sfătuia fiul să se ducă, totuși, din când în când la serviciu, să stea în birou și să încerce măcar să redacteze niște rapoarte pentru șefi.

Condamnarea lui Liu Decheng confirmă unele acuzații publice care i s-au adus de către presă cu luni înainte de demiterea sa din funcțiile deținute. Acesta a mai fost acuzat că și-a falsificat unele titluri academice și că fiul său a primit mită și sub formă de cash de la directori de companii.

Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) vrea să schimbe modalitatea în care operatorul de transport și sistem Transelectrica percepe tarife de transport al energiei electrice de la producătorii care introduc energie în rețea, renunțând la actuala diferențiere regională a cuantumului tarifelor, care ține cont de numărul de producători din fiecare regiune, și propunând, în schimb, un tarif unic, egal cu tariful mediu la nivel național din momentul de față, de 10,30 lei/MWh.

Astfel, potrivit reglementărilor în vigoare, producătorii de energie electrică plătesc Transelectrica, pentru energia electrică livrată din centralele cu capacitatea instalată mai mare de 5 MW racordate la reţeaua electrică de transport şi la reţeaua electrică de distribuţie, tariful pentru serviciul de transport - componenta de introducere de energie electrică în reţea, pe zone tarifare.

"Tarifele aplicate de operatorul de transport și sistem (OTS) sunt diferite pe zone tarifare diferite, în funcţie de impactul pe care îl are introducerea energiei electrice în nodurile reţelei electrice. Stabilirea pe zone a tarifului de transport are scopul de a transmite semnale locaționale care să conducă la amplasarea surselor de energie în zone deficitare ale sistemului energetic național", se arată într-o notă de prezentare a unui proiect de ordin al ANRE prin care se modifică sistemul de tarifare a transportului de energie.

Dacă va fi aprobat, noul sistem cu tarif unic în loc de cel zonal aplicat producătorilor de electricitate va aduce venituri mai mici pentru Transelectrica, a declarat Octavian Lohan, membru în directoratul Transelectrica, citat de Bursa.

"În prezent, tarifele sunt diferenţiate pe zone, în funcţie de cât de mulţi producători sunt în zona respectivă. Unde sunt concentraţi mulţi producători avem tarife mari, iar unde sunt puţini - există tarife mici. Dacă tariful se uniformizează, atunci vom încasa mai puţini bani din zonele unde sunt concentraţi mulţi producători", a spus Lohan, pentru Bursa.

ANRE: Diferențierea tarifelor nu a stimulat creșterea producției în zone deficitare

În prezent, media tarifelor la nivel național este de 10,30 lei/MWh. Tarifele zonale variază între 12,32 lei/MWh în zona Oltenia și 6,04 lei/MWh în zona Transilvania de Nord, respectiv între 120 % și 59% față de tariful mediu.

În proiectul de ordin citat, ANRE propune uniformizarea tarifului de transport, componenta de introducere a energiei electrice în rețele, la nivelul componentei medii pe țară, care este de 10,30 lei/MWh.

"Semnalul locațional pentru care a fost aplicată diferențierea pe zone a tarifelor de transport nu a avut efectul scontat, deoarece zonele deficitare, deși au avut tariful de transport diminuat față de media pe țară, nu s-au echilibrat din punct de vedere al raportului producție/consum în perioada în care a fost aplicat acest tip de tarif, respectiv 2005-2014. Noile capacități de producere a energiei electrice au fost amplasate și racordate la sistemul energetic național (SEN) din alte considerente și anume apropierea de sursele de energie primară, amplasarea terenului deținut sau amplasarea zonei de consum pentru care au fost înființate", se spune în nota de prezentare a ANRE.

Autoritatea mai arată că diferențierea tarifului de transport pe zone de introducere a energiei electrice în rețea a influențat prețul de ofertare de către producători a energiei pe piața angro, inclusiv pentru export, având în vedere adăugarea acestui tarif la prețul de producție.

Cine câștigă, cine pierde

Potrivit analizei de impact întocmite de ANRE, propunerea de a uniformiza tarifele de introducere a energiei electrice în rețea pentru întregul teritoriu al țării la nivelul tarifului mediu de introducere, concomitent cu păstrarea tarifelor zonale de extragere a energiei electrice din rețea, ar conduce la creșterea prețului de producție pentru producătorii din zonele Muntenia, Transilvania și Moldova cu până la 4,26 lei/MWh, deși costul marginal cu consumul propriu tehnologic în rețeaua electrică de transport la producere este negativ în aceste zone deficitare ale SEN.

Pentru producătorii din zonele Oltenia și Dobrogea, prețul de producere ar scădea cu până la 2 lei/MWh, deși costul marginal cu consumul propriu tehnologic în rețeaua electrică de transport la producere este mai mare în aceste zone excedentare ale SEN.

De asemenea, uniformizarea tarifelor la nivel național ar duce la creșterea tarifului de transport total zonal în Transilvania de Nord cu 22%, în Moldova cu 12%, iar în Muntenia Nord, Muntenia Sud, Banat și Transilvania Sud - cu circa 6-8%. În Oltenia, tariful de transport total zonal ar scădea cu 9%, iar în Dobrogea – cu 2%.

În Oltenia se află doi dintre principalii producători de energie electrică din România, Complexul Energetic Oltenia și Hidroelectrica, precum și numeroase centrale fotovoltaice, iar în Dobrogea se află alt producător major, Nuclearelectrica, precum și grosul producătorilor de energie eoliană, care sunt principalii exportatori de energie electrică din România.

ACER: Nu ar trebui taxată deloc energia introdusă în rețea

ANRE își mai justifică propunerea de modificare a legislației prin aceea că Agenția Europeană de Cooperare a Reglementatorilor în Energie (Agency for the Cooperation of Energy Regulators - ACER) a elaborat recomandarea nr. 09/2014 din 15 aprilie 2014 privind orientările referitoare la tarifele de transport plătite de producătorii de energie electrică, iar din analiza prezentată în cadrul acestui document, dintre țările europene, doar șase au tarif de transport cu componente de introducere și extragere zonale care se aplică la energia livrată/consumată, respectiv Danemarca, Finlanda, Franța, Portugalia, România și Spania.

Conform opiniei ACER, citată de ANRE, existența la nivel european a unor niveluri diferite de tarife denaturează concurența și deciziile de investiții pe piața internă. Pentru a limita acest risc, agenția consideră că este important ca tarifele să reflecte costurile, să fie aplicate corect și eficient și, în măsura în care este posibil, într-un mod armonizat în întreaga Europă.

ACER mai arată că tarifele aplicate la energia introdusă în rețea nu trebuie utilizate pentru a recupera costurile cu infrastructura și, prin urmare, cu excepția cazului în care prin tarifele se recuperează costuri cu pierderile în rețea, acestea ar trebui să fie egale cu zero. De asemenea, Agenția solicită fiecărei autorități naționale să raporteze până la 31 iulie a fiecărui an nivelul și structura tarifelor și să notifice orice propunere sau decizie luată în sensul modificării tarifelor naționale.

"Tarifele stabilite de ANRE conțin o cotă de circa 38 % din toate categoriile de costuri reglementate, inclusiv cele cu infrastructura - amortizarea și rentabilitatea capitalului, iar ceea ce le deosebește valoric de la o zonă la alta este costul marginal datorat consumului propriu tehnologic din reţeaua electrică de transport", conchide ANRE.

{jathumbnailoff}

Fondul Proprietatea, alături de alți investitori importanți la Bursa de Valori București (BVB), acuză o modificare legislativă propusă recent de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) privind reducerea ratei reglementate a rentabilității companiilor de distribuție a energiei electrice cu peste 1 punct procentual, susținând că, în urma acestei măsuri, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de curent electric se va diminua cu peste 12%.

"Franklin Templeton Investment Management Limited United Kingdom Sucursala Bucureşti, în calitate de Administrator Unic şi Societate de Administrare („Administratorul Fondului”) a Fondul Proprietatea SA („Fondul”), precum și Newtyn Management LLC, ING Pensii, Evermore Global Advisors, LLC sunt îngrijorați de schimbările aprobate recent de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (”ANRE”) la metodologia pentru stabilirea Ratei Reglementate a Rentabilității (”ROR”), precum și de reducerea propusă recent de către ANRE a Ratei Reglementate a Rentabilității pentru distribuitorii de electricitate de la 8,52% la 7,45%", se arată într-un comunicat al Franklin Templeton.

Dacă reducerea ratei reglementate a rentabilității este aprobată, profitabilitatea viitoare a distribuitorilor de energie electrică va fi micșorată cu aproximativ 12,5%, se arată în comunicat, în care se mai spune că aceste modificări afectează în mod special unele dintre companiile din portofoliul Fondul Proprietatea, cum ar fi Electrica Distribuție Muntenia Nord, Electrica Distribuție Transilvania Sud, Electrica Distribuție Transilvania Nord, EON Moldova Distribuție, ENEL Distribuție Banat, ENEL Distribuție Dobrogea și ENEL Distribuție Muntenia.

Rata reglementată a rentabilității este exprimată în procentaje și reprezintă rata de rentabilitate recunoscută de ANRE pentru energia electrică. Profitabilitatea distribuitorilor de energie electrică se calculează prin înmulțirea ratei reglementate a rentabilității (în prezent de 8,52%) cu baza de active ale fiecărui distribuitor

"Fondul Proprietatea este îngrijorat în mod deosebit de faptul că schimbările constante ale cadrului de reglementare fac mediul de afaceri instabil și imprevizibil, împiedicând astfel companiile să își asume programe de investiții în contextul în care rata de rentabilitate a capitalului necesar devine nesigură. Mai mult, aceste modificări legislative, fiscale și comerciale neașteptate vor alunga investitorii, care nu vor mai fi interesați de furnizarea de capital în cadrul unui mediu de reglementare atât de imprevizibil", se mai afirmă în comunicat.

Franklin Templeton mai arată că modificările propuse vin la mai puțin de 4 luni de la listarea Electrica de către statul român la BVB și pe Bursa de Valori de la Londra și au loc după introducerea taxei de stâlp, la scurt timp după IPO-urile Nuclearelectrica și Romgaz.

"Astfel de schimbări negative ar putea pune în pericol succesul oricăror listări sau privatizări ale întreprinderilor de stat din România pe Bursa de Valori București", conchide Franklin Templeton.

Electrica vrea tarife mai mari pentru investiții mai mari

Pe de altă parte, în septembrie, Electrica SA a comunicat ANRE faptul că vrea să utilizeze lichiditățile suplimentare obținute în urma listării la BVB pentru a face, în perioada 2015-2018, investiții mai mari față de planul prezentat ANRE în 2013 și pe baza căruia au fost stabilite actualele tarife de distribuție pentru companie, solicitând Autorității recunoașterea acestor investiții suplimentare față de planul inițial în tarifele de distribuție reglementare practicate de societate.

"Ca urmare a disponibilităţii suplimentare de numerar rezultată în urma procesului de listare, SC Electrica SA a comunicat ANRE intenţia de se realiza un volum mai mare de investiţii în perioada 2015-2018, faţă de cele prezentate în anul 2013 de cei trei operatori de distribuție concesionari, precum și solicitarea privind condițiile de recunoaștere a acestora de către autoritate, conform reglementărilor în vigoare", se arată în nota de prezentare a unui proiect de ordin al ANRE de modificare a metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distribuție.

Având în vedere că Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distribuţie în prezent în vigoare, aprobată prin ordinul preşedintelui ANRE nr. 72/2013, nu prevede că operatorii de distribuție au dreptul să solicite reproiectarea tarifelor de distribuție pentru o perioadă de reglementare, ANRE şi-a exprimat disponibilitatea de a completa prevederile Metodologiei în acest sens, precizează Autoritatea.

Tarifele reglementate practicate de operatorii de distribuție de energie electrică, în care sunt incluse costurile operatorilor, inclusiv investițiile, și o rată de rentabilitate prestabilită, de 8,52%, se stabilesc de către ANRE, de regulă, pentru perioade de cinci ani, denumite perioade de reglementare. Anul 2014 este anul de debut al celei de-a treia perioade de reglementare.

Astfel, potrivit proiectului de ordin al ANRE, la articolul 15 al Metodologiei a fost inclus un alineat care prevede că "în situaţii excepţionale care conduc la necesitatea modificării semnificative a planurilor de investiții cum ar fi: modificări importante ale legislației primare, schimbarea structurii acționariatului în proporție mai mare de 50 %, reorganizare efectuată prin comasare, absorbție sau divizare, operatorii de distribuție au dreptul să solicite autorității competente, în primul an al unei perioade de reglementare, modificarea proiecţiei tarifelor de distribuţie pentru acea perioadă de reglementare sau pentru un an".

Electrica SA este acţionar majoritar la SC Electrica Distribuţie Muntenia Nord SA, la SC Electrica Distribuţie Transilvania Nord SA şi la SC Electrica Distribuţie Transilvania Sud SA.

Guvernul a primit acordul scris al Comisiei Europene privind preţul la gaze pentru centralele termice (CET-uri) şi va adopta, săptămâna viitoare, o ordonanţă de urgenţă în domeniu, astfel încât preţul la gaze să nu crească pentru CET-uri, a declarat, miercuri, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu.

El a adăugat, în şedinţa de guvern, că nu s-a pus niciodată problema ca preţul la gaze să fie majorat pentru CET-uri, transmite Mediafax.

La rândul său, premierul Victor Ponta a precizat că nota primită din partea Comisiei Europene (CE) clarifică faptul că CET-urile sunt considerate prioritare la achiziţionarea gazelor din producţia internă.

"Este o perioadă cu tot felul de declaraţii, probabil mai mult politice şi mai puţin serioase. Nu se creşte nici preţul la gaze la populaţie, nici la CET-uri. Avem inclusiv comunicarea oficială de la Comisia Europeană legată de faptul că CET-urile sunt considerate prioritare la achiziţionarea gazelor din producţia internă", a spus Ponta în şedinţă de guvern, cerând miniştrilor să prezinte public clarificări imediat ce apar "zvonuri".

Comisia pentru Industrii din Camera Deputaților, condusă de deputatul Iulian Iancu, a anunțat, marți, printr-un comunicat de presă, că a adoptat un proiect de lege de aprobare a unei OUG de modificare a legii energiei și gazelor naturale, amendamente prin care "populația care beneficiază de energie termică din sistemele centralizate să nu fie discriminată față de ceilalți cetățeni care utilizează gaze naturale pentru consumul propriu".

"Această prevedere se aplică începând cu data de 1 ianuarie 2015, până în data de 30 iunie 2021, fiind valabilă pe toată perioada derulării calendarului de eliminare treptată a prețurilor reglementate. Comisia solicită Departamentului pentru Energie, respectiv ministrului delegat pentru Energie, Răzvan Eugen Nicolescu, să elaboreze hotărârea Guvernului privind calendarul de eliminare treptată a prețurilor reglementate pentru clienții finali, în vederea aplicării imediate a amendamentelor adoptate de comisie. Referitor la declarațiile publice ale ministrului delegat pentru Energie care atacă autonomia și independența ANRE, membrii comisiei și-au exprimat îngrijorarea față de o astfel de ingerință și se delimitează de poziția acestuia", se arată în comunicatul Comisiei.

Cu o zi înainte, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a postat pe contul său de Facebook un mesaj foarte dur. "Zilele trecute, câțiva politicieni din toate partidele, sprijiniți și de o serie de interese din zona celor care au căpușat companiile de stat, și-au dat mâna împotriva mea. Au început o serie de atacuri, care vor fi directe sau indirecte, în perioada următoare. Nu voi da înapoi cu reformele pe care le-am început. Vremea hoților a trecut. Este greu, însă voi face tot ce depinde de mine să fie bine. Nu am venit ministru să fur ceva! Am venit să fac ceva bun pentru țara mea. Atâta timp cât voi fi în această poziție nu voi da înapoi! Vă promit acest lucru!", a scris ministrul pe Facebook.

Marți, după publicarea comunicatului Comisiei, Nicolescu a postat pe Facebook respectivul comunicat, cu următorul mesaj: "Ieri a fost rândul unui parlamentar PSD, plus câțiva de la ANRE... Astăzi s-a reușit ceva greu de obținut în România : consens politic într-o comisie împotriva unui ministru tehnocrat... Mâine nu m-ar surprinde să își intre în rol opoziția! Mergem mai departe! Încercăm să facem câte ceva bun în fiecare zi! Mizeria e mare din păcate! "

De unde a pornit totul?

ANRE a cerut Departamentului de Energie amânarea cu un an, prin ordonanță de urgență, a liberalizării prețurilor la gaze naturale pentru centralele producătoare de energie termică, arătând că, în caz contrar, dacă CET-urile nu vor rămâne în categoria consumatorilor reglementați și vor fi nevoite să-și achiziționeze gazele necesare de pe piața liberă, unde prețurile sunt mai mari, există riscul scumpirii gigacaloriei pentru populația racordată la sistemele de încălzire centrală.

Departamentul pentru Energie cere socoteală ANRE

În replică, Departamentul pentru Energie a făcut public, la solicitarea presei, răspunsul său la adresa prin care ANRE cerea respectiva amânare. În cererea adresată Departamentului de către ANRE se vorbește despre un risc de majorare a tarifului de furnizare a energiei termice către consumatorii finali cu 18,88% - 21,54%, ca urmare a unei majorări a costului de producție a gigacaloriei cu 28% - 35%, în urma scumpirii gazelor.

În răspunsul citat, Departamentul pentru Energie solicită ANRE să îi comunice care este impactul majorării de către Autoritate a tarifelor de transport și distribuție gaze naturale pentru 2015 în prețul final plătit de consumatorii de energie termică, precum și motivele pentru care a decis aceste majorări, de 16,5% pentru tariful de transport și de 10,39% pentru cel de distribuție.

În plus, Departamentul cere ANRE să îi comunice dacă au apărut modificări în privința prognozei Autorității cu privire la evoluția prețurilor la gaze pe piața liberă față de Raportul trimis de ANRE Departamentului pentru fundamentarea prețului de achiziție a gazelor naturale din producția internă destinată pieței reglementate în perioada 1 octombrie – 31 decembrie 2014.

Departamentul pentru Energie mai întreabă ANRE dacă a avut consultări cu reprezentanții Comisiei Europene pe tema propunerii de amânare cu un an a dereglementării prețurilor la gaze pentru CET-uri și de ce această amânare ar trebui să se facă doar pentru un an și nu până la 1 iulie 2021, atunci când va fi finalizată și dereglementarea prețurilor la gaze pentru consumatorii casnici. Potrivit Departamentului, pentru luarea deciziei de amânare cu un an a dereglementării prețurilor la gaze pentru CET-uri este nevoie de aprobarea prealabilă a Comisiei Europene.

ANRE amână stabilirea prețurilor reglementate

Departamentul mai cere explicaţii şi despre repartizarea costurilor între producţia de energie electrică şi cea de energie termică, deoarece centralele în cogenerare produc atât curent electric, cât şi căldură. Asta întrucât, potrivit legii, ANRE este cea care aprobă repartizarea costurilor între cele două forme de energie.

Marți, Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a publicat un proiect de ordin prin care amână cu 20 de zile termenul de stabilire a preţurilor reglementate ale energiei termice, pentru fiecare producător de energie electrică şi termică în cogenerare de înaltă eficienţă care beneficiază de schema de sprijin pentru cogenerare, inclusiv pentru CET-urile beneficiare de această schemă de sprijin care livrează energie termică în sistemele centralizate de termoficare.

Astfel, potrivit documentului citat, termenul de stabilire a acestor prețuri se amână de la 1 decembrie la 20 decembrie.

Legislația în vigoare, respectiv Ordinul ANRE nr. 3/2010, prevede că preţurile reglementate ale energiei termice, pentru fiecare producător de energie electrică şi termică în cogenerare de înaltă eficienţă, se aprobă prin decizii ale preşedintelui ANRE până la data de 1 decembrie, pentru anul următor.

Prin același proiect de ordin se amână, tot de pe 1 decembrie pe 20 decembrie, termenele de stabilire a prețurilor reglementate la energie electrică care vor fi practicate de anul viitor de acești producători, respectiv a bonusurilor pe care aceștia urmează să le primească de la 1 ianuarie 2015.

Răzvan Nicolescu ar putea pleca din funcție

Subiectul posibilei scumpiri a gigacaloriei pentru consumatorii racordați la sistemele de încălzire centrală, ca urmare a ieșirii CET-urilor furnizoare de energie termică din segmentul reglementat al pieței de gaze naturale , a fost adus pe agenda publică de către președintele ANRE, Niculae Havrileț, și de deputatul PSD Iulian Iancu, președintele Comisiei de Industrii din Camera Deputaților, la o dezbatere publică organizată, luni, chiar de respectiva Comisie de Industrii.

Marți seară, agenția Mediafax a transmis, citând "surse politice", că premierul Victor Ponta va propune coaliției de guvernare, după 10 decembrie, o restructurare a Guvernului, majoritatea miniștrilor delegați urmând să părăsească Executivul, în scopul comasării ministerelor "divizate".

Astfel, este posibil ca actualul ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, să plece din Guvern, iar Departamentul pentru Energie să fie din nou comasat în cadrul Ministerul Economiei. De altfel, sursele Mediafax îl menționează pe lista miniștrilor care ar putea fi remaniați și pe Constantin Niță, actualul ministru al Economiei.

Conflicte între Departament și ANRE

Până la actualul scandal privind posibila scumpire a căldurii pentru populația racordată la sistemele centralizate de termoficare, Departamentul pentru Energie și ANRE au mai avut un conflict instituțional, în vară, când după ce Guvernul i-a obligat, prin OUG de modificare a legii, pe producătorii de gaze să tranzacționeze obligatoriu pe burse o cantitate minimă de gaze naturale din producția proprie, ANRE, prin legislația secundată emisă, a stabilit o cantitate minimă de gaze de tranzacționat obligatoriu pe bursă absolut infimă, aproape de zero, care practic anula efectul modificării legii.

Atunci, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a declarat că modul în care ANRE vrea să oblige producătorii şi furnizorii de gaze naturale să tranzacţioneze gaze pe bursă nu încurajează dezvoltarea pieţei de profil din România, el solicitând Autorităţii reanalizarea acestei decizii.

Potrivit legislației în vigoare, ANRE este o autoritate administrativă autonomă, sub control parlamentar, independentă decizional, organizatoric și funcțional, nefiind subordonată Guvernului și, deci, nici Departamentului pentru Energie. Totuși, la începutul lunii octombrie, Departamentul pentru Energie a elaborat și publicat un proiect de modificare a legislației privind funcționarea ANRE, având ca scop, potrivit Departamentului, "introducerea unor standarde europene în privinţa definirii conflictelor de interese pentru angajaţii ANRE".

Proiectul stipulează că funcționarii ANRE nu vor putea să lucreze în companii cu activități sau interese în domeniul energetic sau să ofere consultanță acestora decât după 3 ani de la expirarea contractelor de muncă încheiate cu ANRE, nu vor avea voie să deţină participații mai mari de 5% la companii care fac afaceri cu societăţi din domeniul energetic și le va fi interzis, lor și soților/soțiilor lor, precum și rudelor până la gradul al II-lea, să deţină participații mai mari de 5% la companii sau fonduri de investiții care deţin acţiuni în companiile din energie care intră în sfera de reglementare a Autorităţii, urmând ca, la nivelul ANRE, să se constituie un registru de tranzacţii personale în care salariaţii ANRE vor avea obligaţia înregistrării participaţiilor deţinute.

Producătorii de gaze naturale din România, titulari de acorduri petroliere, vor fi obligați, în 2015, să vândă la OPCOM și la Bursa Română de Mărfuri (BRM) minimum 35% din producţia internă proprie destinată consumului intern, procentul urmând să scadă progresiv în anii următori, la minimum 30% în anul 2016, minimum 25% în anul 2017 şi minimum 20% în anul 2018.

Baza de calcul a acestor procente, respectiv producţia internă proprie destinată consumului intern, reprezintă gazele naturale din producţia internă curentă, cu excepţia cantităţilor de gaze naturale reinjectate în zăcăminte, exceptate de la plata redevenţei, în condiţiile legii, a cantităţilor de gaze naturale estimate a fi destinate consumurilor tehnologice specifice operaţiunilor petroliere, a cantităţilor de gaze naturale din producţia internă injectate în depozitele de înmagazinare subterană şi a cantităţilor de gaze naturale din producţia internă proprie exportate în state din afara spaţiului comunitar şi/sau comercializate în alte state din spaţiul comunitar de către fiecare producător de gaze naturale sau operator economic afiliat acestuia, după caz, la care se adaugă gazele naturale din producţia internă extrase din depozitele de înmagazinare subterană, după caz, se arată într-un ordin al Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), publicat marți în Monitorul Oficial.

De asemenea, la stabilirea cantității minime obligatorii de gaze naturale pe care producătorii vor fi obligați să o vândă pe burse se va ține cont și de obligaţiile prevăzute de alte acte normative aplicabile, precum şi de obligaţiile contractuale asumate, în conformitate cu prevederile legale în vigoare, anterior datei de 15 noiembrie 2014, ce urmează a înceta după data de 31 decembrie 2014.

Minim 10 tranzacții pe an pentru OMV Petrom și Romgaz

Obligațiile de vânzare de gaze pe burse vor putea fi îndeplinite fie direct de către producători, fie prin intermediul operatorilor economici afiliați acestora. Asta pentru că, de exemplu, producătorul OMV Petrom operează la OPCOM și BRM prin intermediul traderului afiliat OMV Petrom Gas SRL.

Producătorii de gaze naturale, titulari de acorduri petroliere, cu o producţie lunară de gaze naturale destinată consumului intern mai mare de 100.000 MWh, vor trebui să-și îndeplinească obligaţia de vânzare de gaze pe burse prin încheierea a minimum 10 tranzacţii într-un an. În această situație se află OMV Petrom și Romgaz, care asigură cumulat peste 97% din producția internă de gaze.

Ordinul ANRE precizează că producătorii nu vor putea condiţiona tranzacţionarea pe bursă a cantităţilor minime de gaze naturale prevăzute de actul normativ de contractarea unor cantităţi de gaze naturale din surse externe.

Și furnizorii vor fi aduși pe burse

De asemenea, furnizorii licenţiaţi de gaze, cu excepţia celor care au şi calitatea de producători de gaze naturale, vor avea obligaţia să încheie, în perioada 1 martie-31 decembrie 2015, tranzacţii pe pieţe centralizate de gaze naturale din România, transparent şi nediscriminatoriu, pentru vânzarea-cumpărarea a minimum 30% din cantitatea totală de gaze naturale comercializată pe piaţa concurenţială în cursul anului 2015.

Aceste procente vor scădea progresiv la minimum 25% în anul 2016, minimum 20% în anul 2017 şi minimum 15% în anul 2018.

Baza de calcul a acestor procente , respectiv cantitatea totală de gaze naturale comercializată pe piaţa concurenţială de către fiecare furnizor în parte în cursul unui an, reprezintă cantitatea totală de gaze naturale vândută şi livrată în cursul anului respectiv către clienţii din piaţa concurenţială, din care se deduc cantităţile de gaze naturale destinate acoperirii consumului pieţei reglementate.

La stabilirea cantității minime obligatorii de gaze naturale pe care furnizorii vor fi obligați să o tranzacționeze pe burse se va ține cont și de obligaţiile prevăzute de alte acte normative aplicabile, precum şi de obligaţiile contractuale asumate, în conformitate cu prevederile legale în vigoare, anterior datei de 15 noiembrie 2014, ce urmează a înceta după data de 31 decembrie 2014.

Furnizoriul licenţiat va avea posibilitatea de a împuternici orice alt furnizor licenţiat, în baza unui contract de mandat cu reprezentare, pentru îndeplinirea obligațiilor de vânzare-cumpărare de gaze pe burse.

Tranzacții bursiere infime

Ultima tranzacție cu gaze naturale pe bursele românești a avut loc pe 4 septembrie, la BRM, când Romgaz a reușit să vândă o cantitate-record de 477.000 MWh de gaze, într-o marjă de preț de 85-86 lei/MWh. Anterior, la finele lunii august, tot la BRM, OMV Petrom a vândut furnizorului de gaze E.ON Energie 212.000 MWh de gaze naturale, cu 85 lei/MWh.

Anul acesta, până pe 20 octombrie, la BRM s-au tranzacționat în total 2,16 milioane MWh de gaze naturale, din care 1,4 milioane doar în al treilea trimestru al anului.

Pe de altă parte, principalii producători de gaze naturale din România, OMV Petrom și Romgaz, care asigură împreună peste 97% din producția internă, au reușit să vândă pe burse, în lunile iulie și august 2014, doar 31% din cantitatea totală de gaze pe care erau obligați prin legislația în vigoare să o vândă pe piețele centralizate administrate de OPCOM și BRM.

În iulie și august, OMV Petrom și Romgaz ar fi trebuit să vândă pe burse, potrivit Ordinului președintelui ANRE nr. 62/2014, o cantitate de cel puțin 1.321.600 MWh de gaze. Producătorii au scos la tranzacționare pe piețele centralizate o cantitate totală de 7 milioane MWh de gaze, însă au reușit să încheie efectiv tranzacții de vânzare pentru doar 410.000 MWh de gaze, reprezentând numai 31% din cât erau obligați, potrivit datelor ANRE

În prezent, până la finalul anului, producătorii sunt obligați să vândă pe piețele centralizate o cantitate mult mai mică față de cea stipulată în ordinul ANRE publicat marți în Monitorul Oficial. Legislația în vigoare prevede că producătorii sunt obligați să vândă pe burse 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, nu din producția internă proprie destinată consumului intern. Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014.

Conflict instituțional

Acestă situație a făcut obiectul unui conflict instituțional între Departamentul pentru Energie și ANRE. În iulie, după intrarea în vigoare a ordinului ANRE valabil și în prezent, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a declarat că modul în care ANRE vrea să oblige producătorii şi furnizorii de gaze naturale să tranzacţioneze gaze pe bursă nu încurajează dezvoltarea pieţei de profil din România, el solicitând Autorităţii reanalizarea acestei decizii.

„În ceea ce priveşte modul în care ANRE a decis să transpună în legislaţia secundară obligativitatea impusă de Executiv producătorilor şi furnizorilor de gaze de a tranzacţiona transparent şi nediscriminatoriu anumite cantităţi pe bursă, considerăm că nu încurajează dezvoltarea pieţei de gaze din România. Mai mult, transpunerea nu este făcută în spiritul OUG 35/2014. În consecinţă, solicităm autorităţii să reanalizeze decizia sa, în cadrul unui nou Comitet de Reglementare, pentru că, în forma actuală, ordinul dat nu creează premisele tranzacţionării procentului de 20% comunicat, în condiţiile în care baza de aplicabilitate se apropie de zero. Practic, aproape că nu s-a impus niciun procent”, a spus ministrul.

OUG nr. 35/2014, Guvernul a modificat Legea energiei electrice și a gazelor naturale, impunând ca, de la 15 iulie 2014, producătorii de gaze din România să fie obligați să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie destinată consumului intern.

Problema a fost că ANRE, prin legislația secundară emisă, a stabilit o cantitate minimă de gaze de tranzacționat obligatoriu pe bursă absolut infimă, aproape de zero, care practic a anulat efectul modificării legii.

Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a anunțat că a cerut Departamentului de Energie amânarea cu un an, prin ordonanță de urgență, a liberalizării prețurilor la gaze naturale pentru centralele producătoare de energie termică, arătând că, în caz contrar, dacă CET-urile nu vor rămâne în categoria consumatorilor reglementați și vor fi nevoite să-și achiziționeze gazele necesare de pe piața liberă, unde prețurile sunt mai mari, există riscul scumpirii gigacaloriei pentru populația racordată la sistemele de încălzire centrală.

În replică, Departamentul pentru Energie a făcut public, la solicitarea presei, răspunsul său la adresa prin care ANRE cerea respectiva amânare. Din document reiese, în primul rând, că în cererea adresată Departamentului de către ANRE se vorbește despre un risc de majorare a tarifului de furnizare a energiei termice către consumatorii finali cu 18,88% - 21,54%.

În răspunsul citat, Departamentul pentru Energie solicită ANRE să îi comunice care este impactul majorării de către Autoritate a tarifelor de transport și distribuție gaze naturale pentru 2015 în prețul final plătit de consumatorii de energie termică, precum și motivele pentru care a decis aceste majorări, de 16,5% pentru tariful de transport și de 10,39% pentru cel de distribuție.

În plus, Departamentul cere ANRE să îi comunice dacă au apărut modificări în privința prognozei Autorității cu privire la evoluția prețurilor la gaze pe piața liberă față de Raportul trimis de ANRE Departamentului pentru fundamentarea prețului de achiziție a gazelor naturale din producția internă destinată pieței reglementate în perioada 1 octombrie – 31 decembrie 2014.

Departamentul pentru Energie mai întreabă ANRE dacă a avut consultări cu reprezentanții Comisiei Europene pe tema propunerii de amânare cu un an a dereglementării prețurilor la gaze pentru CET-uri și de ce această amânare ar trebui să se facă doar pentru un an și nu până la 1 iulie 2021, atunci când va fi finalizată și dereglementarea prețurilor la gaze pentru consumatorii casnici.

Preţurile plătite de consumatorii casnici pentru gazele naturale din producţia internă vor rămâne neschimbate de la 1 ianuarie 2015 în raport cu nivelul actual, iar mai multe companii, printre care centralele de cogenerare care produc energie termică pentru populație, au solicitat amânarea liberalizării prețurilor pentru consumatorii industriali, anunță Departamentul pentru Energie, acesta precizând că, pentru luarea unei astfel de decizii, este nevoie de o aprobare prealabilă a Comisiei Europene.

"Departamentul pentru Energie a primit mai multe solicitări din partea unor companii private de a amâna liberalizarea preţurilor pentru consumatorii industriali. De asemenea, Departamentul pentru Energie a primit o solicitare de iniţiere a modificării legislaţiei de la Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) şi de la o serie de operatori privaţi pentru a amâna cu cel puţin un an liberalizarea preţurilor pentru centralele de cogenerare care produc energie termică pentru populaţie şi de a le asimila pe acestea consumatorilor casnici, din punctul de vedere al tarifelor", transmite Departamentul, într-un comunicat.

Departamentul pentru Energie analizează aceste solicitări şi, la rândul său, a cerut, luni, ANRE, instituţia care monitorizează piaţa gazelor din România, date suplimentare care să demonstreze necesitatea amânării liberalizării.

"Departamentul pentru Energie consideră că o amânare parţială sau totală a liberalizării pentru consumatorii industriali (inclusiv C.E.T. –uri) necesită o aprobare prealabilă a Comisiei Europene", se arată în comunicat.

În ceea ce priveşte preţurile plătite de consumatorii casnici pentru gazele naturale din producţia internă, acestea vor rămâne neschimbate de la 1 ianuarie 2015 în raport cu nivelul actual, mai precizează Departamentul pentru Energie.

O creştere a preţurilor la energia furnizată consumatorilor casnici conectaţi la centralele termice de cartier este posibilă de la 1 ianuarie 2015, eliminându-se totodată şi o discriminare faţă de consumatorii posesori de centrale de apartament, a declarat, luni, preşedintele ANRE, Nicolae Havrileţ.

"Este vorba de o posibilă creştere a preţului la energia termică furnizată consumatorilor casnici din centralele termice. Aceste centrale termice funcţionează în zona eligibilă şi, în mod natural, ar trebui să-şi ia gaze naturale din zona concurenţială, care are un preţ mai mare decât îl au consumatorii casnici, care până în 2021 vor beneficia de un program de creştere etapizată şi nu se pune problema de creştere a preţurilor la acest tip de consumator, ci la consumatorii casnici care sunt discriminaţi, pentru că centralele termice de care aparţin ei sunt obligate să ia gaze naturale de pe piaţa concurenţială la preţul de industrie", a afirmat preşedintele ANRE, care a participat la o dezbatere organizată de Comisia pentru Industrii a Camerei Deputaţilor, citat de Mediafax.

El a adăugat că se pune problema unei modificări legislative care să elimine această discriminare, pentru ca şi consumatorii casnici arondaţi la centralele termice de cartier să beneficieze de acelaşi tratament cu cei care se alimentează direct, în sensul accederii la calendarul de preţuri, până în 2021.

Havrileţ a mai spus că, până în acest moment, preţul se situa la acelaşi nivel în privinţa consumatorilor casnici cu cei industriali, dar din această iarnă ar exista o discrepanţă, deoarece se liberalizează piaţa non-casnică şi există o diferenţă de la 90 de lei/ MW la consumatorul industrial faţă de 53 de lei/MW la consumatorul casnic.

"La începutul lunii, am prezentat în scris la Departamentul de Energie, am lucrat împreună, suntem într-o colaborare, cred că în această săptămână, va ieşi o formă de ordonanţă de urgenţă modificată, de aducere la acelaşi numitor a consumatorilor casnici indiferent de unde îşi iau energia", a spus Havrileţ.

Întrebat despre ce fel de scumpiri ar fi vorba, Havrileţ a spus: "În momentul în care centralele termice care furnizează energie şi apă caldă consumă gaze la preţul concurenţial cu cel de la industrie acesta ar însemna, din estimarea noastră, sunt calculele ANRE, că preţul de producţie la gicacalorie ar putea să crească între 28 şi 35%, este vorba de preţul de producere, asta nu înseamnă că se reflectă în preţul gicacaloriei la final, dar, sigur, ar avea un ascendent al preţului final tocmai că achiziţia de către aceste termocentrale vine din piaţa concurenţială, care ar discrimina consumatorii casnici".

Preşedintele comisiei de industrii, Iulian Iancu, a precizat, luni, că există eventualitatea creşterii preţului la energie termică de la 1 ianuarie 2015, pentru consumatorii casnici racordaţi la sistemul centralizat, arătând că ANRE propune adoptarea unei Ordonanţe de urgenţă pentru a nu exista acest risc.

"Vorbim doar de eventualitatea creşterii preţului la energie termică, nu gaze naturale. Gazele naturale nu vor avea la consumatorii casnici nicio creştere. La energie termică există acest risc pentru cei care sunt racordaţi la sistemul cenrtralizat întrucât până la 31 decembrie aveau acelaşi statut ca şi consumatorul casnic obişnuit, adică cei care se încălzeau cu centrală termică de apartament. De la 1 ianuarie, liberalizându-se preţul la gaze naturale pentru industrie, producătorii mari de energie termică, spre exemplu Electrocentrale Bucureşti, cuprinşi în zona de industrie, ar trebui să plătească preţul pieţei libere. Preţul pieţei libere este undeva între 89-90 lei pe Megavatt/ oră, preţul reglementat în zona captivă, unde este consumatorul casnic, este în jur de 51-52 lei, adică este un preţ mai mic în zona captivă cu vreo 40 de lei. Ca să nu se transfere acest preţ mai mare cu 40% de la 1 ianuarie la consumatorul casnic racordat la sistemul centralizat, pentru că el nu are nicio vină, tot consumator casnic este, atunci este nevoie, şi acest lucru a fost prezentat astăzi în raportul ANRE, Autoritatea propune să modifice Guvernul printr-o Ordonanţă de urgenţă părecizarea din calendarul de liberalizare aferentă consumatorului casnic care se alimentează cu căldură din sistemul centralizat", a spus Iancu, deputat PSD.

El a arătat că această ordonanţă este în discuţie la Departamentul pentru Energie şi că ea ar prevede exceptarea marilor producători, cum este Electrocentrale Bucureşti, de a plăti un preţ mai mare şi trecerea lor în calendarul de până în 2021, ca şi consumatorul casnic.

"Această ordonanţă este la Departamentul pentru Energie pentru a fi promovată în această săptămână în şedinţa de Guvern. Prin urmare, prin promovarea ei, nu mai există acest risc pentru niciunul din consumatorii casnici, nici cel racordat la sistemul cenralizat, nici cei care are centrală termică de apartament, printr-o ordonanţă de urgenţă nu ar fi nicio creştere la energie termică, la gaze naturale oricum nu este nicio creştere", a mai spus Iancu.

La finalul lunii septembrie, majorarea preţului la gaze pentru consumatorii casnici, care trebuia aplicată din octombrie, a fost amânată de Guvern, printr-o hotărâre care prevede şi renegocierea calendarului de eliminare a preţurilor reglementate, în sensul extinderii perioadei până la 30 iunie 2021 pentru aceşti consumatori.

Cu o săptămână înainte, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, anunţa că Guvernul va suspenda pe termen nedeterminat liberalizarea preţului gazelor naturale produse în România şi destinate consumului populaţiei şi va prelungi cu cel puţin doi ani şi jumătate dereglementarea pieţei gazelor pentru consumatorii industriali.

Departamentul pentru Energie a propus Comisiei Europene să accepte amânarea cu doi ani şi jumătate a calendarului de liberalizare a preţului gazelor pentru populaţie, precum şi menţinerea, până cel puţin la 1 iulie 2016, a preţului actual al gazelor produse intern pentru consumatorii industriali.

Potrivit unor declaraţii anterioare ale ministrului pentru Energie, ultima discuţie de la Comisia Europeană a avut un rezultat bun, chiar dacă nu s-a ajuns încă la o concluzie, adăugând că în cele din urmă România ar putea ajunge la Curtea Europeană de Justiţie pentru a-şi apăra poziţia.

Calendarul de liberalizare presupune creşteri trimestriale ale preţului gazelor din producţia internă.

Potrivit unui proiect recent de ordin al ANRE, firmele cărora în acest moment li se furnizează gaze naturale la preț reglementat, respectiv care nu și-au exercitat încă dreptul de eligibilitate și nu au optat pentru furnizarea în regim negociat, trebuie să își aleagă un furnizor de gaze naturale, putând inclusiv să-și schimbe furnizorul actual, și să încheie cu furnizorul ales un contract de vânzare-cumpărare gaze până la finalul acestui an, fie prin negocierea directă a prețului și a condițiilor comerciale, fie prin acceptarea unei oferte-tip a furnizorului.

Pentru firmele care omit să facă asta în termenul menționat, furnizarea gazelor va continua să se facă pe baza contractelor în vigoare la 31 decembrie 2014, însă nu la prețul reglementat valabil în prezent, ci la prețul stabilit de furnizor. Firmele care nici până la 30 iunie 2015 nu își aleg un furnizor și nu încheie un nou contract de vânzare-cumpărare gaze, fie prin negocierea directă a prețului și a condițiilor comerciale, fie prin acceptarea unei oferte-tip a furnizorului, vor rămâne fără gaze.

Preţurile plătite de consumatorii casnici pentru gazele naturale din producţia internă vor rămâne neschimbate de la 1 ianuarie 2015 în raport cu nivelul actual, iar mai multe companii, printre care centralele de cogenerare care produc energie termică pentru populație, au solicitat amânarea liberalizării prețurilor pentru consumatorii industriali, anunță Departamentul pentru Energie, acesta precizând că, pentru luarea unei astfel de decizii, este nevoie de o aprobare prealabilă a Comisiei Europene.

Dacă CET-urile nu vor rămâne în categoria consumatorilor reglementați și vor fi nevoite să-și achiziționeze gazele necesare de pe piața liberă, unde prețurile sunt mai mari, există riscul scumpirii gigacaloriei pentru populația racordată la sistemele de încălzire centrală cu 28% până la 38%, potrivit estimărilor ANRE.

"Departamentul pentru Energie a primit mai multe solicitări din partea unor companii private de a amâna liberalizarea preţurilor pentru consumatorii industriali. De asemenea, Departamentul pentru Energie a primit o solicitare de iniţiere a modificării legislaţiei de la Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) şi de la o serie de operatori privaţi pentru a amâna cu cel puţin un an liberalizarea preţurilor pentru centralele de cogenerare care produc energie termică pentru populaţie şi de a le asimila pe acestea consumatorilor casnici, din punctul de vedere al tarifelor", transmite Departamentul, într-un comunicat.

Departamentul pentru Energie analizează aceste solicitări şi, la rândul său, a cerut, luni, ANRE, instituţia care monitorizează piaţa gazelor din România, date suplimentare care să demonstreze necesitatea amânării liberalizării.

"Departamentul pentru Energie consideră că o amânare parţială sau totală a liberalizării pentru consumatorii industriali (inclusiv C.E.T. –uri) necesită o aprobare prealabilă a Comisiei Europene", se arată în comunicat.

În ceea ce priveşte preţurile plătite de consumatorii casnici pentru gazele naturale din producţia internă, acestea vor rămâne neschimbate de la 1 ianuarie 2015 în raport cu nivelul actual, mai precizează Departamentul pentru Energie.

La finalul lunii septembrie, majorarea preţului la gaze pentru consumatorii casnici, care trebuia aplicată din octombrie, a fost amânată de Guvern, printr-o hotărâre care prevede şi renegocierea calendarului de eliminare a preţurilor reglementate, în sensul extinderii perioadei până la 30 iunie 2021 pentru aceşti consumatori.

Cu o săptămână înainte, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, anunţa că Guvernul va suspenda pe termen nedeterminat liberalizarea preţului gazelor naturale produse în România şi destinate consumului populaţiei şi va prelungi cu cel puţin doi ani şi jumătate dereglementarea pieţei gazelor pentru consumatorii industriali.

Departamentul pentru Energie a propus Comisiei Europene să accepte amânarea cu doi ani şi jumătate a calendarului de liberalizare a preţului gazelor pentru populaţie, precum şi menţinerea, până cel puţin la 1 iulie 2016, a preţului actual al gazelor produse intern pentru consumatorii industriali.

Potrivit unor declaraţii anterioare ale ministrului pentru Energie, ultima discuţie de la Comisia Europeană a avut un rezultat bun, chiar dacă nu s-a ajuns încă la o concluzie, adăugând că în cele din urmă România ar putea ajunge la Curtea Europeană de Justiţie pentru a-şi apăra poziţia.

Calendarul de liberalizare presupune creşteri trimestriale ale preţului gazelor din producţia internă.

Potrivit unui proiect recent de ordin al ANRE, firmele cărora în acest moment li se furnizează gaze naturale la preț reglementat, respectiv care nu și-au exercitat încă dreptul de eligibilitate și nu au optat pentru furnizarea în regim negociat, trebuie să își aleagă un furnizor de gaze naturale, putând inclusiv să-și schimbe furnizorul actual, și să încheie cu furnizorul ales un contract de vânzare-cumpărare gaze până la finalul acestui an, fie prin negocierea directă a prețului și a condițiilor comerciale, fie prin acceptarea unei oferte-tip a furnizorului.

Pentru firmele care omit să facă asta în termenul menționat, furnizarea gazelor va continua să se facă pe baza contractelor în vigoare la 31 decembrie 2014, însă nu la prețul reglementat valabil în prezent, ci la prețul stabilit de furnizor. Firmele care nici până la 30 iunie 2015 nu își aleg un furnizor și nu încheie un nou contract de vânzare-cumpărare gaze, fie prin negocierea directă a prețului și a condițiilor comerciale, fie prin acceptarea unei oferte-tip a furnizorului, vor rămâne fără gaze.

Producătorul de gaze naturale Romgaz, controlat de statul român, a încercat să vândă joi, la Bursa Română de Mărfuri (BRM), o cantitate de gaze naturale de 124.020 MWh, fixând un preț de pornire de 93,60 lei/MWh, însă a primit o singură ofertă de cumpărare, la un preț de doar 88 lei/MWh, astfel încât nu s-a încheiat nici o tranzacție.

"Pentru această ședință a fost primit un ordin de sens contrar. Prețul inițial al vânzătorului a fost de 93,60 lei/MWh, iar prețul cel mai bun oferit a fost de 88 lei/MWh. Ședința de tranzacționare s-a încheiat fără adjudecare", se arată într-un comunicat al BRM.

Vineri, OMV Petrom scoate la vânzare pe bursa de energie OPCOM o cantitate de gaze naturale de 300.000 MWh, la un preț de pornire superior celui cerut joi de Romgaz, de 99 lei/MWh. Lunea viitoare, pe 24 noiembrie, compania scoate la licitație aceeași cantitate, însă de data aceasta la BRM, fără să precizeze un preț de pornire.

Ultima tranzacție cu gaze naturale pe bursele românești a avut loc pe 4 septembrie, la BRM, când Romgaz a reușit să vândă o cantitate-record de 477.000 MWh de gaze, într-o marjă de preț de 85-86 lei/MWh. Anterior, la finele lunii august, tot la BRM, OMV Petrom a vândut furnizorului de gaze E.ON Energie 212.000 MWh de gaze naturale, cu 85 lei/MWh.

Anul acesta, până pe 20 octombrie, la BRM s-au tranzacționat în total 2,16 milioane MWh de gaze naturale, din care 1,4 milioane doar în al treilea trimestru al anului.

Pe de altă parte, principalii producători de gaze naturale din România, OMV Petrom și Romgaz, care asigură împreună peste 97% din producția internă, au reușit să vândă pe burse, în lunile iulie și august 2014, doar 31% din cantitatea totală de gaze pe care erau obligați prin legislația în vigoare să o vândă pe piețele centralizate administrate de OPCOM și BRM.

În iulie și august, OMV Petrom și Romgaz ar fi trebuit să vândă pe burse, potrivit Ordinului președintelui ANRE nr. 62/2014, o cantitate de cel puțin 1.321.600 MWh de gaze. Producătorii au scos la tranzacționare pe piețele centralizate o cantitate totală de 7 milioane MWh de gaze, însă au reușit să încheie efectiv tranzacții de vânzare pentru doar 410.000 MWh de gaze, reprezentând numai 31% din cât erau obligați, potrivit datelor ANRE, incluse într-o propunere de modificare legislativă supusă dezbaterii publice.

Propunerea ANRE, care constă doar într-o discuție de principii și nu într-un proiect de ordin, prevede că, pentru primele trei luni ale anului 2015, producătorii vor avea obligaţia să încheie tranzacţii pe pieţele centralizate pentru toată cantitatea de gaze naturale din producţia proprie destinată consumului intern rămasă după scăderea consumurilor tehnologice, a cantităților reinjectate în zăcăminte, a celor destinate pieței reglementate, precum și a celor prevăzute în contractele în derulare cu clienții de pe piața concurențială.

În prezent, producătorii sunt obligați să vândă pe piețele centralizate o cantitate mult mai mică față de cea stipulată în propunerea ANRE. Legislația în vigoare prevede că producătorii sunt obligați să vândă pe burse 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, nu din producția internă proprie destinată comercializării. Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014.

Într-un interviu din 18 august acordat Agerpres, directorul general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe, declara că decizia Guvernului de a obliga producătorii de gaze să vândă pe bursă o parte din producție distorsionează piața, întrucât nu există o cerere suficientă pentru ca acest ordin să fie dus la îndeplinire.

"Această decizie este dovada că nu avem o piață lichidă, iar intervenția aceasta administrativă bineînțeles că distorsionează activitățile noastre comerciale, mai ales că avem clienți mari, cu un anumit specific, avem piață reglementată, care are un anumit specific și ea. Deci a interveni doar pe un anumit segment distorsionează celelalte segmente. Pe de altă parte, este foarte greu de definit care este nivelul optim pentru un astfel de procent. De exemplu, din luna iulie, de când acest ordin a început să fie pus în aplicare, am vândut foarte puțin. E adevărat că putem realiza în august și septembrie ce nu am realizat în iulie, conform ordinului, dar nu există cerere. Iar acest lucru va determina și nivelul procentului pentru anul viitor. Am luată notă de acest procent, dar credem că emai trebuie să așteptăm puțin. Vom discuta și noi cu autoritatea de reglementare pentru a ajunge la un nivel care să fie cel mai puțin distorsionant în piața de gaze și electricitate, care oricum este distorsionată și trece printr-o reformă structurală foarte puternică", declara, la acea dată, Mariana Gheorghe.

Schimburile fizice transfrontaliere de export de energie electrică din România către țările vecine cu care există interconexiuni ale rețelelor electrice au crescut cu 105,9% în primele 9 luni ale anului 2014 față de aceeaşi perioadă a anului 2013, la 6,1 TWh, pe când cele de import au înregistrat o scădere de 55,6%, la 1 TWh, ca urmare a ieftinirii curentului electric pe piața românească en-gros și a eliminării la export a tarifului de transport al Transelectrica, componenta de extragere de energie din rețele. 

"Fluxurile transfrontaliere au înregistrat o creștere semnificativă a exportului pe relația cu Ungaria și Serbia, principalele motive fiind scăderea prețului energiei electrice pe piața din România și operațiuni de export către piețele mai scumpe din Ungaria și Balcani. De asemenea, s-a înregistrat o creștere a exportului cu Serbia urmare a fenomenelor metereologice care au afectat mai multe capacități de producție din această țară în luna mai", se arată în raportul la 9 luni al operatorului de transport și sistem Transelectrica.

În trimestrul 3 2014, tendinţa de creştere a fluxurilor fizice transfrontaliere de export s-a accentuat, consemnându-se o creștere cu 146,1% faţă de trimestrul 3 2013, în timp ce fluxurile de import au înregistrat o scădere de 63,9%.

Potrivit datelor bursei de energie OPCOM, prețul mediu de închidere în euro rezultat din tranzacțiile en-gros cu energie electrică derulate pe Piața pentru Ziua Următoare era, în septembrie 2014, cu peste 26% mai mic decât în septembrie 2013, scăzând de la 38,53 la 28,45 euro/MWh. Principala cauză este creșterea masivă a producției de energie din surse regenerabile, acești producători permițându-și să vândă foarte ieftin, dat fiind că cea mai mare parte a costurilor de producție le sunt acoperite prin subvențiile acordate de stat sub formă de certificate verzi, care sunt suportate de consumatorii finali. 

S-a eliminat tariful de transport la export

Pe de altă parte, o altă cauză a creșterii exporturilor a fost eliminarea la export a tarifului de transport al Transelectrica, componenta de extragere de energie din rețele, ceea ce a făcut ca, în perioada ianuarie - septembrie 2014, cantitatea de energie electrică tarifată de companie pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică să scadă cu 2% faţă de cantitatea tarifată în perioada similară a anului precedent, de la 38,4 TWh la 37,6 TWh.

"În anul 2014, exporturile de energie electrică nu au fost tarifate (cu componenta de extragere din rețele TL), în conformitate cu prevederile cadrului de reglementare (ordinul ANRE nr. 89/2013). În anul 2013, tariful de transport (TL) a fost aplicat si la cantitățile de energie electrică aferente exporturilor. Pe baze tarifare comparabile, respectiv pe baza regimului tarifar aplicat în primele 9 luni ale anului 2013, cantitatea de energie din anul 2014 ar fi fost superioară cantității de energie din anul 2013 (exportul în 2014 a fost semnificativ mai mare decât în 2013)", se precizează în raportul Transelectrica.

De la 1 august 2013, ANRE a eliminat atât tariful de extragere de energie din rețele pentru exporturile de electricitate, cât și pe cel de introducere de energie în rețele pentru importurile de curent electric. Se aplică în continuare tariful de introducere de energie în rețele pentru exporturile de energie, dat fiind că acestea sunt efectuate de către producători din România.

În plus, de la 1 iulie anul acesta, exporturile de energie au fost scutite și de plata taxei de cogenerare. 

Unde exportăm cel mai mult

Pe țări, în primele 9 luni din 2014, capacitatea alocată la export pentru Ungaria a crescut de la 22% la 70%, în vreme ce, la import, aceasta a scăzut de la 19% la 13%. În ceea ce privește Serbia, capacitatea alocată la export a crescut de la 13% la 74%, iar cea alocată la import a scăzut de la 21% la 7%. În cazul Bulgariei, capacitatea alocată la export a scăzut marginal, de la 54% la 53%, iar cea pentru import – de la 21% la 17%.

Nici în primele 9 luni ale anului trecut și nici în perioada similară din 2014 nu s-au consemnat exporturi de energie din România către Republica Moldova și Ucraina. În schimb, în ianuarie-septembrie anul acesta, capacitatea alocată la import pentru Ucraina a crescut de la 5% la 13%. Anul trecut, pentru importuri de energie din Republica Moldova, capacitatea alocată a fost de 7%.

Veniturile Transelectrica din alocarea capacității de interconexiune transfrontalieră au înregistrat o creștere importantă față de perioada similară a anului trecut, acestea triplându-se, de la 14 la 45 milioane lei, pe fondul intensificării exporturilor de energie electrică,.

Potrivit unui raport recent al ANRE, în perioada iulie 2013 – iulie 2014, Transelectrica a realizat venituri din alocarea de capacități de interconexiune în sumă totală de 38,06 milioane lei (8,54 milioane euro).

Investițiile se lasă așteptate

"ANRE nu a luat în considerare acest venit la calculul tarifului pentru serviciul de transport, care a rămas la dispoziția Transelectrica într-un cont dedicat, în vederea utilizării lui pentru investiții în noi interconexiuni. C.N. Transelectrica S.A. nu a raportat în perioada analizată investiții finanțate din veniturile realizate din alocarea capacității de interconexiune", se arată în raportul citat.

Potrivit legislației europene și românești în vigoare, veniturile rezultate din alocarea capacităților de interconexiune se utilizează de operatorul de transport și de sistem, în următoarele scopuri: a) garantarea disponibilității reale a capacității alocate; și/sau b) menținerea sau creșterea capacităților de interconexiune prin investiții în rețele, în special investiții în noi interconexiuni; sau c) ca venit care trebuie luat în considerare la calculul tarifelor de transport, până la o sumă maximă decisă de ANRE, în cazul în care acesta nu poate fi utilizat în mod eficient în scopurile menționate anterior.

Potrivit unui raport recent al Comisiei Europene privind progresul statelor UE în stabilirea unei pieţe energetice integrate, România trebuie să îşi extindă capacitatea de interconectare în domeniul electricităţii, pentru o mai bună exploatare a unităţilor de generare a energiei, întrucât există excedent de producţie pe piaţa locală, concomitent cu o capacitate redusă de exporturi. Menţinerea capacităţii actuale de producţie a energiei electrice necesită îmbunătăţirea condiţiilor de export, arată Comisia.

În iulie, ANRE a aprobat planul de dezvoltare a Rețelei Eletrice de Transport (RET) al Transelectrica pe 10 ani, plan ce prevede investiții de 5,3 miliarde lei ale operatorului de transport și sistem din România până în 2023. Planul de dezvoltare pentru perioda 2014-2023 prevede creşterea capacităţii de interconexiune, avându-se în vedere continuarea proiectelor de interconexiune cu sistemele ţărilor vecine aflate deja în stadii diferite de implementare (cu Ungaria, Serbia şi Bulgaria) şi accelerarea, respectiv introducerea unor proiecte noi (Moldova).

Operatorul de transport și sistem Transelectrica a încasat, în perioada iulie 2013 – iulie 2014, o sumă totală de 8,54 milioane euro din licitații destinate alocării de capacități de interconexiune transfrontalieră pentru exporturi și importuri de energie electrică, neraportând însă, în perioada respectivă, nici o investiție finanțată din aceste venituri în menținerea sau creșterea capacității de interconexiune a sistemului energetic românesc.

Potrivit unui raport al Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), în perioada iulie 2013 – iulie 2014, Transelectrica a realizat venituri din alocarea de capacități de interconexiune în sumă totală de 38,06 milioane lei (8,54 milioane euro).

"ANRE nu a luat în considerare acest venit la calculul tarifului pentru serviciul de transport, care a rămas la dispoziția Transelectrica într-un cont dedicat, în vederea utilizării lui pentru investiții în noi interconexiuni. C.N. Transelectrica S.A. nu a raportat în perioada analizată investiții finanțate din veniturile realizate din alocarea capacității de interconexiune", se arată în raportul citat.

Potrivit legislației europene și românești în vigoare, veniturile rezultate din alocarea capacităților de interconexiune se utilizează de operatorul de transport și de sistem, în următoarele scopuri: a) garantarea disponibilității reale a capacității alocate; și/sau b) menținerea sau creșterea capacităților de interconexiune prin investiții în rețele, în special investiții în noi interconexiuni; sau c) ca venit care trebuie luat în considerare la calculul tarifelor de transport, până la o sumă maximă decisă de ANRE, în cazul în care acesta nu poate fi utilizat în mod eficient în scopurile menționate anterior.

Aproape jumătate din bani – din schimburile cu Ungaria

Operatorul de transport și de sistem român, C.N. Transelectrica S.A., este responsabil pentru managementul veniturilor din congestii rezultate din alocarea de capacitate de interconexiune între România și Serbia, Ungaria, Bulgaria, Ucraina și Moldova, obținută prin licitații anuale, lunare și zilnice.

În fiecare an, C.N. Transelectrica S.A. transmite ANRE o analiza a valorii veniturilor obținute prin licitații.

Potrivit analizei veniturilor obținute în perioada iulie 2013 – iulie 2014, 77 % din aceste venituri au provenit din licitații ale capacității pentru export și doar 23 % pentru importuri.

"Analiza pe graniță indică faptul că 45% din venituri provin din capacitatea alocată între România și Ungaria, 28% din licitații între România și Serbia și 26 % din licitații între România și Bulgaria. Doar 1 % din venituri provin din licitații de capacitate între România și Ucraina", se precizează în raportul ANRE.

Potrivit unui raport recent al Comisiei Europene privind progresul statelor UE în stabilirea unei pieţe energetice integrate, România trebuie să îşi extindă capacitatea de interconectare în domeniul electricităţii, pentru o mai bună exploatare a unităţilor de generare a energiei, întrucât există excedent de producţie pe piaţa locală, concomitent cu o capacitate redusă de exporturi. Menţinerea capacităţii actuale de producţie a energiei electrice necesită îmbunătăţirea condiţiilor de export, arată Comisia.

Este nevoie de investiții masive

În iulie, ANRE a aprobat planul de dezvoltare a Rețelei Eletrice de Transport (RET) al Transelectrica pe 10 ani, plan ce prevede investiții de 5,3 miliarde lei ale operatorului de transport și sistem din România până în 2023.

Planul de dezvoltare pentru perioda 2014-2023 prevede creşterea capacităţii de interconexiune, avându-se în vedere continuarea proiectelor de interconexiune cu sistemele ţărilor vecine aflate deja în stadii diferite de implementare (cu Ungaria, Serbia şi Bulgaria) şi accelerarea, respectiv introducerea unor proiecte noi (Moldova).

Planul mai urmărește întărirea şi dezvoltarea reţelei de transport, prin construirea de linii și staţii noi, în vederea creşterii capacităţilor de evacuare a energiei produse în instalaţii noi, dezvoltate în ultimii ani în anumite zone geografice, cum ar fi energia nucleară şi cea produsă din surse regenerabile de energie în zona Dobrogea, către zone de consum din nordul şi vestul ţării, dar şi întregirea inelului de 400 kV în jurul ţării, pentru creşterea siguranţei în alimentare a tuturor zonelor ţării şi pentru creşterea capacităţii de tranzit a reţelei de transport.

Transelectrica mai are în vedere modernizarea echipamentelor, în vederea înlocuirii complete a instalaţiilor din anii ‘60 – ’70, pentru creşterea fiabilităţii reţelei, reducerea cheltuielilor de exploatare şi asigurarea unui grad adecvat de siguranţă în exploatare.

"Proiectele declarate de interes comun european (proiectele de relevanță europeană a căror implementare/realizare va contribui în mod semnificativ la atingerea obiectivelor de politică energetică şi protecţia mediului la nivel UE) au statut prioritar, intrând astfel într-un regim strict de monitorizare", se arată în planul de dezvoltare al Transelectrica.

{jathumbnailoff}

Clienții casnici, autoritățile și instituțiile publice, persoanele juridice de drept public sau privat care îşi desfăşoară activitatea în domeniul sănătăţii, educaţiei, asistenţei sociale, hotelier şi alte facilităţi de cazare vor avea statutul de clienți protejați în cazul apariției unei situații de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze, Serviciul Autoritate Competentă pentru asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale din cadrul Departamentului pentru Energie urmând să aprobe, până pe 15 noiembrie, lista consumatorilor protejați, întocmită de către Transgaz și de către operatorii de distribuție.

În schimb, clienților industriali, inclusiv centralelor în cogenerare care produc pentru sistemul de încălzire centralizată și au o putere instalată mai mare de 10 MW, li se va asigura, în cazul apariției unei situații de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze, doar acea cantitate de gaze naturale necesară menţinerii integrităţii fizice a instalaţiilor exploatate şi/sau a securităţii mediului, potrivit unui proiect de Hotărâre de Guvern pentru aprobarea Regulamentului privind identificarea clienţilor întreruptibili de siguranţă şi a consumatorilor protejaţi.

Clienți întreruptibili de siguranță sunt și centralele electrice pe gaze naturale ale OMV Petrom și Romgaz, respectiv Brazi și Iernut.

Potrivit notei de fundamentare a proiectului de HG, prin Legea nr. 127/2014 pentru modificarea şi completarea Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012 şi a Legii petrolului nr. 238/2004 a fost introdusă noţiunea de client întreruptibil de siguranţă, definit ca acel client final care prin reducerea consumului său până la oprire contribuie la menţinerea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale în situaţie de urgenţă.

Legea prevede că reglementarea regimului juridic aplicabil clientului întreruptibil de siguranţă, precum şi orice alte măsuri de realizare a implementării Regulamentul UE nr. 994/2010 al Parlamentului European şi al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale.

Proiectul de regulament prevede măsurile de determinare a clienţilor întreruptibili de siguranţă, a consumatorilor protejaţi în situaţii de urgenţă şi se stabileşte perioada de întreruptibilitate pentru siguranţă, perioada situaţiei de urgenţă, precum şi principiile de lucru pentru situaţii de urgenţă.

Astfel, clienții casnici, autoritățile și instituțiile publice, persoanele juridice de drept public sau privat care îşi desfăşoară activitatea în domeniul sănătăţii, educaţiei, asistenţei sociale, hotelier şi alte facilităţi de cazare vor avea statutul de clienți protejați în cazul apariției unei situații de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze.

În schimb, clienților industriali li se va asigura, în cazul apariției unei situații de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze, doar acea cantitate de gaze naturale necesară menţinerii integrităţii fizice a instalaţiilor exploatate şi/sau a securităţii mediului. Clienții industriali sunt acei clienți finali noncasnici al căror consum anual de gaze naturale estimat la locul de consum, în baza tipului şi debitelor aparatelor de utilizare a gazelor instalate, este de cel puţin 450.000 MWh.

În plus, centralele în cogenerare de înaltă eficienţă cu o putere instalată mai mare de 10 MW, care produc energie termică destinată sistemului centralizat de încălzire, sunt considerate clienţi industriali indiferent de nivelul consumului lor.

Potrivit documentului citat, producătorii de energie electrică care, potrivit prevederilor legale, sunt exceptaţi in perioada de întreruptibilitate pentru siguranţă de la respectarea structurilor de gaze naturale stabilite/avizate de Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei, sunt consideraţi clienţi întreruptibili de siguranţă pe perioada de întreruptibilitate pentru siguranţă.

Potrivit HG nr. 870/2012, sunt exceptate de la respectarea structurilor menționate mai sus cantităţile de gaze naturale din producţia internă utilizate de către producătorii de gaze naturale, titulari de acorduri petroliere, la producerea de energie electrică în propriile centrale electrice pe bază de gaze naturale, aceste centrale fiind declarate clienți întreruptibili de gaze naturale. Este vorba de centralele electrice Brazi și Iernut, aparținând OMV Petrom și Romgaz.

Proiectul de regulament prevede că perioadele de întreruptibilitate pentru siguranță, în care poate fi instituită starea de urgență în sistemul național de aprovizionare cu gaze, pot fi cuprinse între data de 15 noiembrie a unui an și data de 31 martie a anului următor.

Până la 15 noiembrie a fiecarui an, Transgaz, operatorul sistemului de transport (OST) și operatorii de distribuție (OSD) vor întocmi proceduri de lucru privind limitarea şi/sau întreruperea distribuţiei/transportului către clienţii întreruptibili de siguranţă racordaţi la reţelele operate de aceştia, care vor fi supuse aprobării Serviciului Autoritate Competentă (AC) pentru asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale din cadrul Departamentului pentru Energie şi care după aprobare se vor publica pe paginile de internet ale acestora.

OTS şi OSD au obligaţia de a monitoriza parametrii operativi de funcţionare ai sistemului național de transport, respectiv ai sistemului de distribuție şi de a-i corela cu informaţiile referitoare la factorii care determină situaţiile de urgenţă, în conformitate cu planul de urgenţă.

AC verifică dacă sunt îndeplinite conditiile şi hotărăşte asupra declarării situaţiei de urgenţă.

Declararea apariţiei şi încetării situaţiei de urgenţă se realizează prin ordin al ministrului delegat pentru Energie. Ordinul va fi publicat pe site-ul Departamentului pentru Energieşi pe site-urile OTS şi OSD.

Pe perioada situatiei de urgenţă, furnizorii, OSD şi OST au obligaţia ca, la instrucţiunile AC, să limiteze şi/sau să întrerupă distribuţia/transportul gazelor naturale către clienţii întreruptibili de siguranţă.

În cel mult 12 ore de la intrarea în vigoare a ordinului ministrului delegat pentru Energie, OTS şi OSD vor notifica fiecărui client întreruptibil de siguranţă racordat la reţele operate de aceştia asupra declarării apariţiei situaţiei de urgenţă. Prin notificare, clienţilor întreruptibili de siguranţă li se comunică şi măsurile ce vor fi aplicate în această situaţie.

Notificările transmise de către OTS şi OSD trebuie să cuprindă cel puţin următoarele informaţii: 
i) denumirea clientului întreruptibil de siguranţă; 
ii) punctul de ieşire din SNT/SD la care va opera limitarea/întreruperea/sistarea; 
iii) locul de consum; 
iv) capacitatea limitată/întreruptă; 
v) cantitatea de gaze naturale care va fi limitată/sistată; 
vi) ziua gazieră şi ora la care limitarea/întreruperea/sistarea va deveni efectivă; 
vii) estimarea neangajantă a OTS şi a OSD cu privire la data probabilă a încetării situaţiei de urgenţă.

După primirea notificării, clienţii întreruptibili de siguranţă au obligaţia reconsiderării în consecinţă a cererilor de consum către furnizorii lor.

Tranzacţiile cu gaze naturale pe perioada situaţiei de urgenţă se vor baza pe mecanismele pieţei, cu excepţia situaţiei în care planul de urgenţă impune aplicarea în plus a unor măsuri care nu sunt bazate pe mecanisme de piaţă, în scopul garantării aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi.

OST şi OSD vor monitoriza consumurile pe perioada Situaţiei de urgenţă şi vor informa operativ AC asupra situaţiei curente.

În termen de maximum 12 de ore de la intrarea în vigoare a ordinului ministrului delegat pentru Energie privind incetarea situaţei de urgență, OTS siOSD vor informa clienţii întreruptibili de siguranţă cu privire la momentul reluării prestării serviciului de transport/distribuţie în condiţii normale, cu respectarea procedurilor şi a termenelor prevăzute în Codul reţelei.

Firmele cărora în acest moment li se furnizează gaze naturale la preț reglementat, respectiv care nu și-au exercitat încă dreptul de eligibilitate și nu au optat pentru furnizarea în regim negociat, trebuie să își aleagă un furnizor de gaze naturale, putând inclusiv să-și schimbe furnizorul actual, și să încheie cu furnizorul ales un contract de vânzare-cumpărare gaze până la finalul acestui an, fie prin negocierea directă a prețului și a condițiilor comerciale, fie prin acceptarea unei oferte-tip a furnizorului.

Pentru firmele care omit să facă asta în termenul menționat, furnizarea gazelor va continua să se facă pe baza contractelor în vigoare la 31 decembrie 2014, însă nu la prețul reglementat valabil în prezent, ci la prețul stabilit de furnizor. Firmele care nici până la 30 iunie 2015 nu își aleg un furnizor și nu încheie un nou contract de vânzare-cumpărare gaze, fie prin negocierea directă a prețului și a condițiilor comerciale, fie prin acceptarea unei oferte-tip a furnizorului, vor rămâne fără gaze.

Prevederile sunt conținute într-un ordin al Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) în legătură cu unele măsuri privind furnizarea gazelor naturale la clienții noncasnici în perspectiva eliminării prețurilor finale reglementate, publicat luni în Monitorul Oficial. Pentru clienții noncasnici, prețurile reglementate la gaze naturale vor fi cu totul eliminate de la 1 ianuarie 2015.

Astfel, potrivit Ordinului citat, clienții noncasnici care nu şi-au exercitat dreptul de eligibilitate şi nu au optat pentru furnizarea în regim negociat trebuie să îşi aleagă furnizorul de gaze naturale şi să încheie cu acesta un contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, fie prin negociere directă a preţului şi a condiţiilor comerciale, fie prin acceptarea unei oferte-tip a furnizorului respectiv, până cel târziu la data de 31 decembrie 2014, în perspectiva eliminării preţurilor finale reglementate.

În perioada 1 ianuarie-30 iunie 2015, pentru clienţii noncasnici care nu au încheiat un nou contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, furnizarea gazelor naturale se realizează în baza contractelor de furnizare a gazelor naturale în vigoare la data de 31 decembrie 2014, cu excepţia clauzelor din cuprinsul acestora privind preţul final reglementat, prețul urmând să fie cel stabilit de furnizor, acesta având obligația de a-l comunica clienților.

Ce informații trebuie să trimită furnizorii

În perioada 1 noiembrie-31 decembrie 2014, furnizorii de gaze naturale au obligaţia să informeze lunar, în scris, clienţii noncasnici din portofoliul propriu care nu şi-au exercitat dreptul de eligibilitate şi nu au optat pentru furnizarea în regim negociat, prin transmiterea unei notificări cu privire la următoarele aspecte:

a) încetarea aplicabilităţii preţurilor finale reglementate pentru clienţii noncasnici începând cu data de 1 ianuarie 2015, cu indicarea temeiului legal aferent;

b) necesitatea exercitării dreptului de eligibilitate şi încheierii, până la data de 31 decembrie 2014, a contractelor de vânzare-cumpărare aferente furnizării gazelor naturale în regim negociat;

c) oferta propusă de către furnizorul de gaze naturale pentru situaţia în care clientul noncasnic alege să îşi exercite dreptul de eligibilitate şi să încheie cu furnizorul actual un contract de vânzare-cumpărare, aferent furnizării gazelor naturale în regim negociat;

d) opţiunile clientului noncasnic în situaţia neacceptării ofertei propuse de furnizorul actual, respectiv:

(1) posibilitatea exercitării dreptului de eligibilitate prin încheierea unui nou contract prin negocierea acestuia cu furnizorul actual, respectiv acceptarea unei oferte-tip publicate de către acesta, sau schimbarea furnizorului de gaze naturale, cu precizarea că "Lista operatorilor economici, titulari de licenţă de furnizare a gazelor naturale" este publicată pe pagina de internet a ANRE;

(2) asigurarea furnizării gazelor naturale de către furnizorul actual în baza contractului de furnizare a gazelor naturale în vigoare, la preţul final reglementat până la data de 31 decembrie 2014 şi la preţul din oferta propusă de către acesta, începând cu data de 1 ianuarie 2015 şi până la data încheierii de către clientul noncasnic a unui contract de vânzare-cumpărare aferent furnizării gazelor naturale în regim negociat, dar nu mai târziu de data de 30 iunie 2015.

ANRE promite un comparator online de prețuri la gaze

Potrivit unui alt Ordin al ANRE, publicat tot luni în Monitorul Oficial, ANRE va realiza, va administra şi va pune la dispoziţia clienţilor finali o aplicaţie web interactivă care va oferi informaţii comparative privind ofertele-tip ale furnizorilor.

Aplicaţia web interactivă va efectua, pe baza unui set de opţiuni introduse de utilizator, analize comparative ale ofertelor-tip existente pe piaţă şi va returna o listă a ofertelor care corespund opţiunilor exprimate de utilizator.

Criteriile şi opţiunile utilizate de aplicaţia web interactivă în scopul realizării listei ofertelor-tip care corespund opţiunilor exprimate de utilizator, formatul în care furnizorii introduc ofertele-tip pentru a asigura conţinutul necesar funcţionării aplicaţiei, precum şi orice alte elemente şi condiţii necesare pentru dezvoltarea şi funcţionarea aplicaţiei vor fi stabilite de către ANRE, pe baza consultării furnizorilor.

În termen de 30 de zile de la data primirii unei notificări din partea ANRE cu privire la finalizarea aplicaţiei web interactive, furnizorii au obligaţia să introducă ofertele- tip proprii în formă electronică, în baza de date a aplicaţiei, prin intermediul unei interfeţe web puse la dispoziţie în acest scop de ANRE.

În cazul în care furnizorii lansează o nouă ofertă-tip sau o modifică pe cea existentă, aceştia au obligaţia de a le introduce în formă electronică în baza de date a aplicaţiei, în termen de 5 zile lucrătoare de la data lansării sau modificării ofertei-tip. Furnizorii sunt obligaţi să precizeze perioada de valabilitate şi orice condiţii care afectează ofertele-tip, cu respectarea formatului stabilit de ANRE.

Ofertele-tip se introduc în baza de date a aplicaţiei web interactive într-un mod securizat, care să garanteze autenticitatea şi integritatea informaţiilor.

Deși este unul dintre cei mai mari consumatori de energie electrică din economia românească, CFR a rămas ani de zile în postura de consumator captiv, achiziționându-și curentul electric necesar desfășurării activității direct de la distribuitorii zonali la tarife reglementate în loc să iasă pe piața liberă și să negocieze prețuri semnificativ mai mici, cu până la 30%, pentru cantitățile mari de electricitate cumpărate. Cu toate că a obținut licență de distribuție și furnizare a energiei electrice în sistemul feroviar de la Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) încă din 2006, adică la doi ani de la înființare, divizia energetică a operatorului feroviar de stat al României, Electrificare CFR SA, a început să cumpere curent electric pentru sistemul feroviar romândesc de pe bursa de energie OPCOM doar de anul acesta.

Prin comparație, omologul polonez al Electrificare CFR SA, PKP Energetyka, a început încă de la înființare, din 2001, să cumpere curent electric pentru operatorul feroviar polonez de stat de pe piața liberă, de la bursa energetică poloneză, înființându-și în acest scop un departament de trading și angajând profesioniști cu experiență în această activitate. Mai mult, profitând de faptul că este singurul furnizor de energie din Polonia care dispune de o rețea de distribuție care acoperă întregul teritoriu al țării, PKP Energetyka și-a extins business-ul de vânzare de energie și în afara sistemului feroviar, în special în rândul marilor consumatori industriali, cărora le vinde de asemenea energie cumpărată de pe bursă. În acest fel, PKP Energetyka a devenit o sursă de profit, nu de pierderi pentru grupul feroviar de stat al Poloniei.

PKP Energetyka a fost pe profit aproape în fiecare an de la înființare. Anul trecut, compania a consemnat un profit net de peste 21 milioane euro, iar în total în ultimii 6 ani – de 94 milioane euro. În schimb, Electrificare CFR SA a încheiat anul 2013 cu pierderi de aproape 11 milioane euro. În intervalul 2008 – 2013, pierderile totale cumulate nete ale Electrificare CFR SA s-au ridicat la 489,12 milioane lei (116,26 milioane euro), singurul an în care societatea a consemnat profit fiind 2011 (10,09 milioane lei).

Asta pentru că singurele surse de venituri ale societății sunt serviciile legate de infrastructura energetică prestate celorlalte companii CFR, servicii la plata cărora CFR SA consemnează în mod constant restanțe mari, ca și la facturile de energie electrică. De exemplu, într-un raport din 2012 al corpului de control al Ministerului Transporturilor se afirmă că, în 2010, societatea Electrificare CFR SA a avut o pierdere de 151.568.000 de lei din cauza faptului că volumul cheltuielilor a depăşit cu mult totalul veniturilor realizate, din cauza facturilor neîncasate de la CFR SA.

"Neachitarea facturilor de către clientul principal CNCF CFR SA, în anul 2010, a generat pierdere pentru societate şi o valoare mare la capitolul arierate, de 519.394.000 de lei. În anul 2011, când s-au achitat facturile restante, valoarea arieratelor a scăzut considerabil la 8.106.000 de lei", se spune în raportul citat. 

Cerc vicios

Planuri privind achiziția de energie electrică pentru sistemul feroviar de pe bursă, prin Electrificare CFR SA, există demult, compania deținând licență de distribuție și furnizare a energiei electrice în sistemul feroviar de la ANRE încă din 2006, la doi ani de la înființarea companiei.

Numai că, până nu demult, CFR SA s-a aflat într-un cerc vicios: din cauza restanțelor la facturile de curent electric către furnizorii zonali, datorate, printre altele, tocmai tarifelor mari presupuse de statutul de consumator captiv, cu prețuri reglementate și fără posibilitate de negociere sau de schimbare a furnizorilor, operatorul feroviar de stat nu putea trece la statutul de consumator eligibil, care achiziționează curent electric de pe piața liberă alegând cea mai bună ofertă.

De exemplu, în august 2010, ministrul de atunci al Transporturilor, Radu Berceanu, răspundea unei interpelări parlamentare pe această temă arătând că CFR SA, "în calitate de consumator captiv, nu are acces la piața liberă de energie electrică, ca urmare a statutului de datornic, contractând energia electrică la un preț de aproximativ 30% mai mare decât prețul de tranzacționare de pe această piață".

La acea dată, datoriile CFR SA față de furnizorii de energie electrică se ridicau la aproape 890 milioane lei, la care se adăugau penalități de întârziere calculate la 685 milioane lei. 

O altă problemă a CFR evidențiată de Berceanu era aceea că, "datorită specificului activității feroviare, nu există posibilitatea predicției consumului de energie electrică, singurul rezultat fiind doar creșterea costului de achiziție al energiei electrice". Potrivit ordinului ANRE nr. 73/2009, pentru abateri de la prognoza de consum, consumatorii plătesc penalizări către furnizorii de energie electrică. 

Pe hârtie, planuri privind reducerea abaterilor de la prognoza de consum existau încă din 2011. Astfel, într-o prezentare a directorului general al Electrificare SA de atunci, Ionel Truică, se vorbea despre "introducerea sistemului de telegestiune a energiei electrice de tracţiune pe reţeaua CFR, pentru eliminarea abaterilor de prognoză a necesarului de energie electrică". Se mai urmărea "aplatizarea curbei de sarcină, pentru evitarea plăţilor suplimentare, în cazul depăşirii palierelor orare contractate". Electrificare SA estima că, prin rezolvarea acestor probleme, se vor putea reduce costurile cu energia electrică ale CFR SA cu 15%.

Alte planuri rămase pe hârtie din 2011 ale Electrificare CFR SA vizau "distribuţia energiei electrice pentru alţi consumatori captivi din sistemul energetic feroviar (agenţi economici terţi, alte societăţi feroviare, consumatori casnici etc)", dar și "realizarea unei investiţii care să creeze independenţă energetică pentru staţiile CF de puteri mici si mijlocii, prin utilizarea de surse energetice neconvenţionale (panouri fotovoltaice, instalații eoliene etc) ".

Au ajuns pe OPCOM doar la presiunea BERD

Numai că nu s-a făcut nimic, iar problema datoriilor restante ale CFR SA față de furnizorii de energie electrică s-a perpetuat. Guvernele care s-au succedat și-au pasat problema de la unul la altul, iar atunci când furnizorii de curent electric ajungeau la limită cu suportabilitatea acestor restanțe, autoritățile apelau la paleative, cum ar fi majorarea punctuală a subvențiilor de la buget pentru CFR SA, acordarea de împrumuturi preferențiale de stat societății sau negocierea ștergerii unor penalități. Potrivit legii, furnizorii nu au dreptul să taie curentul la CFR dacă societatea nu-și achită facturile.

Un început de soluție a început să se întrevadă în 2012. Atunci, Guvernul a acordat CFR SA un împrumut de 770 milioane lei din veniturile din privatizare din contul curent general al Trezoreriei, pentru plata restanțelor față de furnizorii de electricitate, cu condiția ca aceștia să renunțe la penalitățile de întârziere. Numai că, pentru a rambursa împrumutul luat de la Trezorerie, CFR SA a contractat imediat, cu garanția statului, un credit de la Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare (BERD) în valoare de până la 175 milioane euro.

Printre obligațiile asumate de stat în calitate de garant al acestui împrumut se număra garantarea achitării de către CFR SA a facturilor restante la curent electric, dar și "garantarea achiziţionării întregii cantităţi de electricitate necesare sistemului de cale ferată din România prin intermediul S.C. Electrificare C.F.R. - S.A. de pe piaţa energiei electrice administrată de S.C. OPCOM - S.A., începând cu data de 1 iulie 2013".

Deloc de mirare, nu s-a reușit respectarea termenului convenit cu BERD, 1 iulie 2013. În luna decembrie a anului trecut, CFR SA anunța că de-abia din 2014 Electrificare CFR SA va prelua serviciul de furnizare şi gestionare a energiei electrice pentru sistemul feroviar în toate zonele geografice ale României, în acest scop CFR SA făcând "eforturi susținute", la acel moment, pentru stingerea obligaţiilor financiare către toţi furnizorii de energie electrică.

În iunie 2014, Electrificare CFR SA preluase furnizarea de energie pentru circa 60% din rețeaua feroviară națională, după ce compania-mamă a achitat, în primele cinci luni ale anului, celor patru furnizori de energie electrică, obligaţii financiare în valoare totală de aproximativ 636 milioane lei. Iar de luna trecută, Electrificare CFR SA a preluat, în cele din urmă, furnizarea de curent electric pentru întreaga rețea feroviară a României.

Cine vinde curent electric pentru CFR

Prima ieșire pe bursa OPCOM a celor de la Electrificare CFR SA, pe piața centralizată a contractelor bilaterale de energie electrică, s-a consemnat în ianuarie anul acesta. Atunci, Electrificare CFR SA a făcut licitație pentru a cumpăra între 36.720 și 131.192 MWh de energie în bandă, pentru perioada de livrare martie-decembrie 2014. Licitația a fost câștigată de traderul Tinmar Ind, cu un preț de 183,90 lei/MWh. Tinmar Ind, controlată de omul de afaceri Augustin Oancea, este cel mai mare trader de energie din România, având în 2013 un rulaj de 388 milioane euro.

În aprilie, Electrificare CFR SA a reușit să obțină un preț și mai bun la OPCOM, pentru un contract de livrare de energie în bandă pentru perioada mai-decembrie 2014. Câștigătorul licitației a fost E.ON Energie România SA, cu un preț de 174 lei/MWh.

În iunie, compania a încercat să ducă și mai jos prețul, la 170 lei/MWh, însă ambele licitații organizate în această lună au eșuat din lipsă de vânzători interesați. Electrificare CFR SA vroia să cumpere până la 1,226 milioane MWh, pentru perioada iulie 2014-august 2015. În iulie au urmat nu mai puțin de 5 licitații eșuate pentru companie.

Ulterior, în august, Electrificare CFR SA a cumpărat de la Tinmar Ind energie în bandă pentru perioada septembrie 2014-august 2015 la prețul de 177 lei/MWh, iar pe 9 octombrie, cu 169 lei/MWh de la E.ON Energie România SA, pentru perioada noiembrie 2014-iulie 2015.

Vineri, 24 octombrie, Electrificare CFR SA organizează licitație la OPCOM pentru a cumpăra 45.440 MWh de energie în vârf, cu livrare în perioada decembrie 2014-decembrie 2015, prețul de pornire fiind de 189 lei/MWh.

Polonezii devin și importatori

În timp ce operatorul feroviar de stat din România CFR SA a început doar de anul acesta să cumpere electricitate de pe piața liberă, divizia energetică specializată a omologului său din Polonia va începe în curând să importe curent electric din Germania, de la bursa din Leipzig, reducând astfel costurile cu energia electrică ale CFR-ului polonez cu 14%. Divizia este condusă de fostul director general al Goldman Sachs pentru Europa Centrală și de Est, iar șeful echipei de traderi de energie a mai lucrat în domeniu la Electricite de France (EDF) și E.ON.

PKP Energetyka, divizia energetică a operatorului feroviar de stat din Polonia, va începe să tranzacționeze energie electrică produsă în Germania pentru a profita de prețurile mai mici la curent electric de pe cea mai mare piață europeană de profil. Primele tranzacții ale companiei pe bursa germană de energie European Energy Exchange AG din Leipzig vor avea loc luna aceasta, a declarat directorul polonezilor, Wojciech Szwankowski, citat de Bloomberg.

PKP Energetyka este cel de-al cincilea furnizor de energie al Poloniei după volumul de vânzări și, în afară de aprovizionarea cu energie a sistemului feroviar polonez, alimentează cu curent electric în special consumatori industriali. Este, de asemenea, singurul operator energetic din Polonia care dispune de o rețea de distribuție de electricitate ce acoperă întregul teritoriu al țării.

În Germania, anul acesta, energia electrică tranzacționată pe bursă a fost în medie cu 14% mai ieftină decât cea din Polonia, consemnându-se astfel cel mai mare decalaj din 2008 încoace, potrivit datelor brokerilor europeni de energie, sintetizate de Bloomberg.

Electricitate mai ieftină în Germania

Prețurile en-gros la curent electric în Polonia au crescut anul acesta după ce statul polonez a introdus un tarif suplimentar special menit să acopere costurile producătorilor de energie cu menținerea în funcțiune a capacităților lor de generare chiar și atunci când nu li se preia electricitatea produsă în rețeaua națională, pentru cazurile în care ar fi nevoie de backup, cum ar fi momentele de vârf de sarcină.

Divizia energetică a CFR-ului polonez, care nu dispune de capacități proprii de producere de energie, și-a extins anul acesta echipa de traderi de curent electric, angajându-l pe Kordian Graf, fost trader de electricitate la divizia londoneză a EDF, precum și la grupul german E.ON. Graf a fost numit șef al trading-desk-ului celor de la PKP Energetyka.

"Extinderea în Germania constituie un mare pas înainte pentru noi. Fiind o companie de stat, avem de regulă o abordare conservatoare atunci când vine vorba despre asumarea unor riscuri noi", a declarat directorul Szwankowski, fost șef al operațiunilor Goldman Sachs din Europa Centrală și de Est, care s-a alăturat celor de la PKP Energetyka în iunie 2012.

Pe bursele germane, energia cu livrare anul viitor s-a tranzacționat, anul acesta, în medie, la valoarea de 35,18 euro/MWh, cu cel puțin 5 euro mai puțin decât pe bursele din Polonia. Marți, discountul se ridica la 6,20 euro. Anul trecut, diferența medie a fost de numai 2 euro.

Vânzările de electricitate ale PKP Energetyka vor depăși 7 TWh anul acesta, comparativ cu 6,6 TWh în 2013, estimează Szwankowski. Un TWh poate alimenta circa 450.000 de locuințe din Polonia timp de un an.

Urmează privatizarea

Există planuri ca, până în 2016, să fie instalate transformatoare la cele două linii care conectează sistemele de transport de energie din Polonia și Germania, ceea ce va regulariza fluxurile neplanificate de electricitate dintre cele două țări și va crea capacitate suplimentară, încurajând schimburile transfrontaliere și reducând diferențialul de preț dintre cele două piețe, spune Graf. Astfel, importurile de energie ale Polonie ar putea crește cu circa 500 MWh pe an, potrivit operatorului polonez de transport și sistem PSE SA.

"Ne așteptăm ca interconectarea piețelor din Polonia și Germania să ne aducă beneficii suplimentare și, tocmai de aceea, ne străduim să căpătăm expertiză pe piața germană", spune Graf.

PKP Energetyka a înregistrat anul trecut un profit net de 90 de milioane de zloți și o EBITDA de 185 milioane de zloți. Operatorul feroviar polonez de stat PKP are în vedere vânzarea diviziei energetice anul viitor, alături de cea de telecomunicații, ca parte a unui plan de restructurare care vizează reducerea gradului de îndatorare al operatorului și upgradarea infrastructurii feroviare învechite a Poloniei, inclusiv cu fonduri UE.

"Suntem pe ultima sută de metri cu planul de restructurare. Ne așteptăm ca, inclusiv prin vânzarea de acțiuni la diviziile noastre, PKP să aibă un cash-flow pozitiv anul viitor", spune Jacek Leonkiewicz, manager de restructurare la PKP, fost bancher la JP Morgan și Merrill Lynch.

Funcţionarii Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) nu vor putea să lucreze în companii cu activități sau interese în domeniul energetic sau să ofere consultanță acestora decât după 3 ani de la expirarea contractelor de muncă încheiate cu ANRE, nu vor avea voie să deţină participații mai mari de 5% la companii care fac afaceri cu societăţi din domeniul energetic și le va fi interzis, lor și soților/soțiilor lor, precum și rudelor până la gradul al II-lea, să deţină participații mai mari de 5% la companii sau fonduri de investiții care deţin acţiuni în companiile din energie care intră în sfera de reglementare a Autorităţii, urmând ca, la nivelul ANRE, să se constituie un registru de tranzacţii personale în care salariaţii ANRE vor avea obligaţia înregistrării participaţiilor deţinute.

Aceste interdicții fac parte dintr-un proiect de modificare și completare a Ordonanței de urgență a Guvernului nr. 33/2007 privind organizarea și funcționarea ANRE elaborat de Departamentul pentru Energie, care are ca scop, potrivit Departamentului, "introducerea unor standarde europene în privinţa definirii conflictelor de interese pentru angajaţii ANRE".

Potrivit proiectului de act normativ citat, membrii Comitetului de Reglementare al ANRE trebuie să nu fie senatori, deputaţi sau membri ai vreunui partid politic ori organizaţii politice pe perioada exercitării mandatului, să nu exercite o altă profesie și să nu ocupe o funcţie publică ori privată, să nu desfășoare activități cu caracter lucrativ în sectorul energiei electrice, termice și al gazelor naturale, cu excepţia posibilităţii desfăşurării de activităţi didactice şi de cercetare ştiinţifică, cu evitarea conflictului de interese.

Membrii Comitetului de Reglementare al ANRE trebuie să nu fie membri în consiliile de administraţie, consiliile de supraveghere, directoratele sau în comisiile de cenzori, să nu deţină funcţia de director ori alte funcţii la următoarele entităţi: societăţi naţionale, companii naţionale, societăţi comerciale şi regii autonome din sectorul energiei electrice, termice și al gazelor naturale ori în alte sectoare care se află în competența de reglementare a ANRE, societăți care se află într-o formă de afiliere cu acestea, operatori economici specializați care prestează servicii pentru sectorul energiei electrice, termice, precum și al și gazelor naturale, precum și organisme de plasament colectiv, societăţi de investiţii financiare sau alte entități care dețin acțiuni sau au raporturi contractuale cu entitățile de la mai sus, care să permită exercitarea unei influenţe semnificative asupra luării deciziilor în adunarea generală sau în consiliul de administraţie al societăților naționale, companiilor naționale, societăților comerciale sau regiilor autonome din sectorul energiei electrice, termice și al gazelor naturale ori în alte sectoare care se află în competența ANRE.

Forma în vigoare a OUG nr. 33/2007 prevede că membrii Comitetului de Reglementare "nu desfăşoară activităţi cu caracter lucrativ în sectorul energiei electrice, termice şi al gazelor naturale, cu excepţia celor cu caracter didactic de instruire profesională, nu deţin acţiuni sau părţi sociale şi nu pot avea calitatea de membru în organele de conducere la societăţi comerciale cu obiect de activitate în sectorul energiei electrice, termice şi al gazelor naturale ori în orice alte domenii care se află în competenţa ANRE, în condiţiile legii", fără alte precizări și fără menționarea soților/soțiilor și a rudelor.

Proiectul de lege elaborat de Departamentul pentru Energie mai interzice membrilor Comitetului de Reglementare să fie desemnaţi experţi sau arbitri, fie de părți aflate în litigiu, fie de instanțe judecătorești sau de alte instituții.

"Membrii Comitetului de reglementare au obligaţia să notifice de îndată în scris Parlamentului apariţia oricăreia dintre situaţiile de incompatibilitate sau conflict de interese. Până la decizia Parlamentului de revocare, respectiv numire a unei alte persoane, mandatul membrului Comitetului de reglementare este suspendat de drept. Curriculum vitae al membrilor Comitetului de reglementare se publică pe pe pagina de Internet a ANRE, în termen de cinci zile de la data numirii şi se menţine publicat pe această pagină pe durata mandatului", se mai stipulează în proiectul de lege de modificare a OUG nr. 33/2007.

Legea actuală nu reglementează deloc incompatibilitățile salariaților ANRE

La rândul lor, salariații ANRE trebuie să să nu fie membri în consiliile de administraţie, consiliile de supraveghere, directorate sau în comisiile de cenzori și să nu deţină funcţia de director ori alte funcţii la societăţi naţionale, companii naţionale, societăţi şi regii autonome din sectorul energiei electrice, termice și al gazelor naturale ori în alte sectoare care se află în competența ANRE, societăți care se află într-o formă de afiliere cu acestea , operatorii economici specializați care prestează servicii pentru sectorul energiei electrice, termice și al gazelor naturale sau organisme de plasament colectiv, societăţi de investiţii financiare sau alte entități care dețin acțiuni sau au raporturi contractuale cu entitățile menționate mai sus, care să permită exercitarea unei influenţe semnificative asupra luării deciziilor în adunarea generală sau în consiliul de administraţie al societăților naționale, companiilor naționale, societăților sau regiilor autonome din sectorul energiei electrice, termice și al gazelor naturale ori în alte sectoare care se află în competența ANRE.

Salariații ANRE trebuie să nu deţină, ei şi/sau soții acestora, precum și rudele acestora până la gradul al doilea inclusiv, direct sau indirect, o participare de peste 5% din capitalul entităţilor prevăzute mai sus sau din drepturile de vot ori o participaţie care să permită exercitarea unei influenţe semnificative asupra luării deciziilor în adunarea generală sau în consiliul de administraţie al acestora.

"În acest sens, la nivelul ANRE se constituie un registru de tranzacţii personale în care salariaţii ANRE au obligaţia înregistrării participaţiilor deţinute", se precizează în proiectul de lege.

Salariații ANRE nu vor putea să ocupe funcţii de conducere în structurile sau organele de conducere, alese ori numite, ale partidelor politice, definite conform statutului acestora, ale organizaţiilor cărora le este aplicabil acelaşi regim juridic ca şi partidelor politice sau ale fundaţiilor ori asociaţiilor care funcţionează pe lângă partidele politice.”

Salariații aflați în incompatibilitate vor avea obligaţia să opteze, în termen de 30 de zile de la apariţia stării de incompatibilitate și/sau a conflictului de interese, între calităţile care au generat apariţia acesteia.

Nici membrii Comitetului de Reglementare și nici salariații ANRE nu vor putea să-şi desfăşoare activitatea şi nici să acorde consultanţă de specialitate la entitățile prevăzute mai sus, cu activități sau interese în domeniul energetic, timp de trei ani după încetarea mandatului de membru al Comitetului de Reglementare sau a contractului individual de muncă pentru salariații ANRE, se mai stipulează în proiectul de act normativ.

Forma actuală a OUG nr. 33/2007 nu reglementează aproape deloc situațiile de incompatibilitate în care s-ar putea afla salariații ANRE, stipulând doar că "în regulamentul de organizare şi funcţionare al ANRE, precum şi în contractul colectiv de muncă, sunt prevăzute măsuri în caz de concurenţă neloială ulterior încetării contractului de muncă al unui salariat, conform legislaţiei în vigoare".

S-au consultat și cu ANI

Modificările legislative propuse s-au elaborat având la bază modul de definire a conflictelor de interese în cadrul altor autorităţi europene de reglementare în domeniul energetic şi în cadrul Agenţiei Europene pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din domeniul Energiei (ACER), precum şi o serie de recomandări în materie ale Parlamentului European, se arată într-un comunicat al Departamentului pentru Energie.

„În ultimii ani, România a reuşit să pună baze solide pentru crearea unei autorităţi independente de reglementare în energie, cu o capacitate administrativă corespunzătoare. La ANRE, există un număr important de oameni profesionişti şi integri, însă este important să avem reguli clare în privinţa conflictelor de interese, care să ajute la creşterea încrederii în toţi funcţionarii instituţiei”, a declarat ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, fost vicepreședinte al ACER.

În cursul elaborării acestui proiect de act normativ, experţii Departamentului pentru Energie au avut consultări preliminare şi cu reprezentanţi ai Agenţiei Naţionale de Integritate, se precizează în comunicat.

Companiile chineze sunt interesate de cumpărarea activelor din România şi Slovacia pe care compania italiană Enel vrea să le vândă, pentru a-şi reduce datoria, potrivit CEO-ului Enel, Francesco Starace.

"Există companii din China interesate să cumpere atât în România, cât şi în Slovacia", a declarat Starace.

CEO-ul Enel a precizat că State Grid Corporation of China, cea mai mare companie de stat de utilităţi din lume după venituri, s-a arătat interesată să cumpere operaţiunile de distribuţie şi vânzare din România.

Energy Report scria, la sfârșitul lunii iulie, că, în acea perioadă, departamentele Enel au fost vizitate de mai mulți specialiști chinezi de la State Grid Corporation of China, care s-au interesat de activitățile acestora și au consultat diferite documente ale filialei gigantului italian din România.

State Grid Corporation of China este o companie înființată în 2002 de către statul chinez, și deține monopolul construcției și administrării rețelei de distribuție a energiei electrice din China. Ea alimentează 26 de provincii, regiuni autonome și municipalități din China, echivalentul a 88% teritoriul național al statului chinez.

Enel are o relație privilegiată cu grupul chinez, în aprilie fiind semnat un memorandum pentru cooperarea în domeniul tehnologiilor rețelelor inteligente, care pot susține o dezvoltare urbană durabilă, precum și privind schimbul de experientă în implementarea generării de energie regenerabilă.

În septembrie, Nuclearelectrica (SNN) a anunțat că ia în calcul posibilitatea de a prelua o parte din operațiunile Enel din România, pe care italienii au anunțat recent că vor să le vândă până la finalul acestui an, însă până în prezent nu a înaintat nici o ofertă către cei de la Enel.

"SNN analizează oportunitatea rezultată din anunțul potențialei vânzări a operațiunilor Enel în România, fiind în prezent în stadiul de analiză preliminară a unei părți din perimetrul tranzacției", se arăta într-o informare a SNN remisă Bursei de Valori București (BVB).

Nuclearelectrica amintea că si-a manifestat încă din anul 2013 intenția de diversificare a portofoliului, prin investiții strategice care să conducă la creșterea sustenabilă a companiei, în contextul competitiv actual al pieței energiei electrice.

"Nicio ofertă indicativă sau de altă natură nu a fost înaintată către Enel. O potențială decizie a managementului SNN cu privire la tranzacție va fi supusă aprobării Adunării Generale a Acționarilor SNN", preciza societatea.

Ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, s-a deplasat recent la Roma, Italia, pentru discuţii cu conducerea grupului energetic Enel privind vânzarea operaţiunilor din România. El a fost însoțit de directorii generali ai Nuclearelectrica şi Electrica, Daniela Lulache şi, respectiv, Ioan Roşca.

Cu o zi înainte, într-o conferinţă de presă, Nicolescu a afirmat că activitatea de distribuţie a energiei este considerată strategică de statul român, mai ales în zona Dobrogea, ţinând cont de ce întâmplă în estul ţării.

"Nu încurajăm pe nimeni să depună oferta pentru cumpărarea distribuţiei din Dobrogea, mai ales că există interes din partea unor companii de stat româneşti", a spus Nicolescu.

Enel, care deţine o treime din piaţa distribuţiei de energie din România, vrea să vândă 64,4% din Enel Distribuţie Muntenia şi Enel Energie Muntenia, 51% din Enel Distribuţie Banat, Enel Distribuţie Dobrogea şi Enel Energie, precum şi 100% din compania de servicii Enel România (deţinută prin Enel Investment Holding BV).

Principalii producători de gaze naturale din România, OMV Petrom și Romgaz, care asigură împreună peste 97% din producția internă, au reușit să vândă pe burse, în lunile iulie și august 2014, doar 31% din cantitatea totală de gaze pe care erau obligați prin legislația în vigoare să o vândă pe piețele centralizate administrate de OPCOM și Bursa Română de Mărfuri (BRM) în lunile respective. Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) propune ca, în primele luni din 2015, producătorii să fie obligați să-și vândă pe burse întreaga producție destinată consumului intern rămasă după scăderea consumurilor tehnologice, a cantităților reinjectate în zăcăminte, a celor destinate pieței reglementate, precum și a celor prevăzute în contractele în derulare cu clienții de pe piața concurențială.

Potrivit normelor ANRE în vigoare, între 15 iulie și 31 decembrie 2014, producătorii de gaze naturale din România aveau și au obligația de încheia tranzacții pe piețele centralizate pentru 20% din producția proprie destinată pieței concurențiale sau toată cantitatea rămasă disponibilă după îndeplinirea tuturor obligațiilor legale și contractuale, în cazul în care aceasta ar fi fost mai mică decât cuantumul procentului de 20%.

În iulie și august, OMV Petrom și Romgaz ar fi trebuit să vândă pe burse, potrivit Ordinului președintelui ANRE nr. 62/2014, o cantitate de cel puțin 1.321.600 MWh de gaze. Producătorii au scos la tranzacționare pe piețele centralizate o cantitate totală de 7 milioane MWh de gaze, însă au reușit să încheie efectiv tranzacții de vânzare pentru doar 410.000 MWh de gaze, reprezentând numai 31% din cât erau obligați, potrivit datelor ANRE, incluse într-o propunere de modificare legislativă supusă dezbaterii publice.

Conflict instituțional ANRE – Departamentul pentru Energie

Propunerea ANRE, care constă doar într-o discuție de principii și nu într-un proiect de ordin, prevede că, pentru primele trei luni ale anului 2015, producătorii vor avea obligaţia să încheie tranzacţii pe pieţele centralizate pentru toată cantitatea de gaze naturale din producţia proprie destinată consumului intern rămasă după scăderea consumurilor tehnologice, a cantităților reinjectate în zăcăminte, a celor destinate pieței reglementate, precum și a celor prevăzute în contractele în derulare cu clienții de pe piața concurențială.

În prezent, producătorii sunt obligați să vândă pe piețele centralizate o cantitate mult mai mică față de cea stipulată în propunerea ANRE. Legislația în vigoare prevede că producătorii sunt obligați să vândă pe burse 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, nu din producția internă proprie destinată comercializării. Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014.

De altfel, în iulie, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, declara că modul în care ANRE vrea să oblige producătorii şi furnizorii de gaze naturale să tranzacţioneze gaze pe bursă nu încurajează dezvoltarea pieţei de profil din România, el solicitând Autorităţii reanalizarea acestei decizii. ”Solicităm autorităţii să reanalizeze decizia sa, în cadrul unui nou Comitet de Reglementare, pentru că, în forma actuală, ordinul dat nu creează premisele tranzacţionării procentului de 20% comunicat, în condiţiile în care baza de aplicabilitate se apropie de zero. Practic, aproape că nu s-a impus niciun procent”, a spus ministrul.

Speră că va crește tranzacționarea voluntară

ANRE mai propune ca, pentru perioada aprilie-decembrie 2015, producătorii să fie obligați să încheie tranzacţii pe pieţele centralizate, până la sfârşitul anului respectiv, pentru vânzarea unei cantităţi anuale totale de gaze naturale în cuantum de 45% din producția proprie destinată consumului intern în această perioadă. Pentru anul 2016, cuantumul va fi de 40%, pentru anul 2017 va fi de 30% şi pentru anul 2018 va fi de 20%, propune Autoritatea.

"Obligaţiile producătorilor şi ale furnizorilor de a încheia tranzacţii vor scădea treptat în fiecare an până în anul 2018 inclusiv, pe măsură ce activitatea de tranzacţionare pe pieţele centralizate se va fi intensifica şi participarea voluntară va fi în creştere", arată ANRE.

Obligaţia producătorilor pentru anul 2015 va fi stabilită până la data de 15 noiembrie 2014, iar pentru anii următori se calculează până la data de 1 decembrie a anului anterior, pe baza estimărilor privind producţia proprie, consumurile tehnologice aferente şi cantităţile pentru care există obligaţia de a le pune cu prioritate la dispoziţia furnizorilor pentru acoperirea consumului pieţei reglementate. Obligaţia stabilită pentru anul următor va fi regularizată cu eventualele diferenţe înregistrate între cantităţile estimate şi cele efectiv produse/consumate/livrate în anul anterior, se arată în propunerea ANRE.

ANRE mai propune ca furnizorii licenţiaţi să aibă obligaţia de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate pentru o cantitate anuală totală de gaze naturale în cuantum de 25% din cantitatea comercializată pe piaţa concurenţială în perioda martie – decembrie 2015, de 20% în anul 2016, de 15% în anul 2017 şi de 10% în anul 2018, în cazul în care cantitatea de gaze naturale astfel calculată este mai mare de 1.000 MWh.

Ședință de consultări pe 3 octombrie

Obligaţiile stabilite vor reprezenta o obligaţii anuale, ANRE monitorizând respectarea acestora de către producători și furnizori.

"În funcţie de analiza rezultatelor tranzacţionării din anul anterior, ANRE poate revizui procentul stabilit pentru anul următor ca obligaţie pentru producătorii de gaze naturale şi pentru furnizorii licentiaţi de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate din România", se mai precizează în propunerea ANRE.

În data de 3 octombrie 2014 la ora 10:00 va avea loc la sediul ANRE o şedinţă pentru discutarea observaţiilor şi sugestiilor transmise pe marginea principiilor propuse, anunță Autoritatea.

Pe de altă parte, într-un interviu din 18 august acordat Agerpres, directorul general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe, declara că decizia Guvernului de a obliga producătorii de gaze să vândă pe bursă o parte din producție distorsionează piața, întrucât nu există o cerere suficientă pentru ca acest ordin să fie dus la îndeplinire.

"Această decizie este dovada că nu avem o piață lichidă, iar intervenția aceasta administrativă bineînțeles că distorsionează activitățile noastre comerciale, mai ales că avem clienți mari, cu un anumit specific, avem piață reglementată, care are un anumit specific și ea. Deci a interveni doar pe un anumit segment distorsionează celelalte segmente. Pe de altă parte, este foarte greu de definit care este nivelul optim pentru un astfel de procent. De exemplu, din luna iulie, de când acest ordin a început să fie pus în aplicare, am vândut foarte puțin. E adevărat că putem realiza în august și septembrie ce nu am realizat în iulie, conform ordinului, dar nu există cerere. Iar acest lucru va determina și nivelul procentului pentru anul viitor. Am luată notă de acest procent, dar credem că emai trebuie să așteptăm puțin. Vom discuta și noi cu autoritatea de reglementare pentru a ajunge la un nivel care să fie cel mai puțin distorsionant în piața de gaze și electricitate, care oricum este distorsionată și trece printr-o reformă structurală foarte puternică", declara, la acea dată, Mariana Gheorghe.

Nuclearelectrica (SNN) ia în calcul posibilitatea de a prelua o parte din operațiunile Enel din România, pe care italienii au anunțat recent că vor să le vândă până la finalul acestui an, însă până în prezent nu a înaintat nici o ofertă către cei de la Enel.

"SNN analizează oportunitatea rezultată din anunțul potențialei vânzări a operațiunilor Enel în România, fiind în prezent în stadiul de analiză preliminară a unei părți din perimetrul tranzacției", se arată într-o informare a SNN remisă Bursei de Valori București (BVB).

Nuclearelectrica amintește că si-a manifestat încă din anul 2013 intenția de diversificare a portofoliului, prin investiții strategice care să conducă la creșterea sustenabilă a companiei, în contextul competitiv actual al pieței energiei electrice.

"Nicio ofertă indicativă sau de altă natură nu a fost înaintată către Enel. O potențială decizie a managementului SNN cu privire la tranzacție va fi supusă aprobării Adunării Generale a Acționarilor SNN", precizează societatea.

Profit reevaluat în creștere cu 255%

De altfel, marți, SNN a anunțat că și-a revizuit dramatic în creștere profitul net estimat pe anul acesta, cu nu mai puțin de 255%, la aproape 99 milioane lei.

Veniturile estimate au fost revizuite în plus cu 89,73 milioane lei, în principal pe seama majorării estimării veniturilor din vânzarea energiei electrice, pe baza rezultatelor obținute în primele 7 luni, precum și a contractelor încheiate până la finele lunii august, dar și a unor câștiguri din diferențe de curs valutar mai mari decât cele previzionate în bugetul inițial.

Pe partea de cheltuieli, revizuirea s-a datorat reducerii impozitului pe construcțiile speciale, prin recalculare, în urma reevaluării acestora în luna martie 2014 și a reflectării rezultatelor reevaluării prin metoda netă la 31.12.2013, precum și creșterii valorii amortizării, ca urmare a procesului de reevaluare a activelor.

Pe de altă parte, acționarii societății au decis că Nuclearelectrica va participa cu maximum 2 milioane euro la capitalul societății mixte care va construi reactoarele 3 și 4 de la centrala atomică de la Cernavodă. Compania chineză China General Nuclear Power Corporation a fost singura care a transmis către Nuclearelectrica documentația de calificare aferentă primei etape a procedurii de selecție de investitori pentru continuarea proiectului unităților 3 și 4 de la CNE Cernavodă, chinezii fiind declarați investitori calificați. 

Se bagă peste chinezi?

În iulie, surse din piață au declarat, pentru Energy Report, că departamentele Enel au fost vizitate de mai mulți specialiști chinezi, trimiși probabil de State Grid Corporation of China, care s-au interesat de activitățile acestora și au consultat diferite documente ale filialei gigantului italian din România.

State Grid Corporation of China este o companie înființată în 2002 de către statul chinez, și deține monopolul construcției și administrării rețelei de distribuție a energiei electrice din China. Ea alimentează 26 de provincii, regiuni autonome și municipalități din China,echivalentul a 88% teritoriul național al statului chinez.

Enel are o relație privilegiată cu grupul chinez, în aprilie fiind semnat un memorandum pentru cooperarea în domeniul tehnologiilor rețelelor inteligente, care pot susține o dezvoltare urbană durabilă, precum și schimbul de experiente în implementarea generării de energie regenerabilă.

Ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, s-a deplasat miercuri la Roma, Italia, pentru discuţii cu conducerea grupului energetic Enel privind vânzarea operaţiunilor din România. El a fost însoțit de directorii generali ai Nuclearelectrica şi Electrica, Daniela Lulache şi, respectiv, Ioan Roşca.

Nicolescu spune că statul nu cedează străinilor Electrica Dobrogea

Cu o zi înainte, într-o conferinţă de presă, Nicolescu a afirmat că activitatea de distribuţie a energiei este considerată strategică de statul român, mai ales în zona Dobrogea, ţinând cont de ce întâmplă în estul ţării.

"Nu încurajăm pe nimeni să depună oferta pentru cumpărarea distribuţiei din Dobrogea, mai ales că există interes din partea unor companii de stat româneşti", a spus Nicolescu.

Electrica SA a comunicat, recent, Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) faptul că vrea să utilizeze lichiditățile suplimentare obținute în urma listării la Bursa de Valori București (BVB) pentru a face în perioada 2015-2018 investiții mai mari față de planul prezentat ANRE în 2013 și pe baza căruia au fost stabilite actualele tarife de distribuție pentru companie, solicitând Autorității recunoașterea acestor investiții suplimentare față de planul inițial în tarifele de distribuție reglementare practicate de societate.

"Ca urmare a disponibilităţii suplimentare de numerar rezultată în urma procesului de listare, SC Electrica SA a comunicat ANRE intenţia de se realiza un volum mai mare de investiţii în perioada 2015-2018, faţă de cele prezentate în anul 2013 de cei trei operatori de distribuție concesionari, precum și solicitarea privind condițiile de recunoaștere a acestora de către autoritate, conform reglementărilor în vigoare", se arată în nota de prezentare a unui proiect de ordin al ANRE de modificare a metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distribuție.

Astfel, potrivit proiectului de ordin al ANRE, la articolul 15 al Metodologiei a fost inclus un alineat care prevede că "în situaţii excepţionale care conduc la necesitatea modificării semnificative a planurilor de investiții cum ar fi: modificări importante ale legislației primare, schimbarea structurii acționariatului în proporție mai mare de 50 %, reorganizare efectuată prin comasare, absorbție sau divizare, operatorii de distribuție au dreptul să solicite autorității competente, în primul an al unei perioade de reglementare, modificarea proiecţiei tarifelor de distribuţie pentru acea perioadă de reglementare sau pentru un an".

Electrica SA este acţionar majoritar la SC Electrica Distribuţie Muntenia Nord SA, la SC Electrica Distribuţie Transilvania Nord SA şi la SC Electrica Distribuţie Transilvania Sud SA.

Electrica SA vorbea de achiziții în prospectul de listare

La sfârșitul lunii trecute, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, declara, după o întâlnire cu Luca D'Agnese, membru al boardului Enel, responsabil pentru activitatea internațională, că există interes din partea unor companii românești de stat să preia o parte din activitățile din România ale Enel, pe care compania italiană a anunțat că le-a scos la vânzare.

"Le-am comunicat celor de la Enel (...) faptul că, din punct de vedere al statului român, rețelele de distribuție reprezintă active cu caracter strategic. În plus, i-am informat oficial că există interes din partea unor companii românești în ceea ce privește preluarea unor părți din operațiunile lor în România, existând sprijinul total al statului român pentru companiile cu acționariat românesc. De altfel, acesta a fost motivul pentru care recent am modificat legea privatizării, care anterior nu permitea companiilor în care statul este acționar să cumpere alte societăți” a declarat Răzvan Nicolescu.

La mijlocul lunii iunie, în prospectul de listare la bursă a Electrica, autorii documentului atrăgeau atenția că Electrica nu va putea achiziționa acțiuni la alte companii până ce nu va fi modificată o Ordonanță de Urgență din 1997 cu privire la privatizarea societăților.

"Conform OUG nr. 88/1997 cu privire la privatizarea societăților, o entitate la care Statul ori o autoritate a administrației publice locale deține mai mult de 33% din totalul acțiunilor cu drept de vot în AGA nu poate fi cumpărător al acțiunilor în alte societăți. Deși formularea din lege nu este clară, se poate interpreta că restricția se aplică pentru cumpărarea de acțiuni nu numai în cadrul unui proces de privatizare, ci și în afara acestuia. În cazul în care legea care interzice cumpărarea de acțiuni de către Electrica nu se modifică, acest lucru va limita strategia Grupului ", se arăta în document.

Enel a anunțat, în iulie, că a început procesul de vânzare a operaţiunilor de distribuţie şi vânzare de energie din România şi de producţie de energie din Slovacia, în cadrul unui program al grupului italian de reducere a datoriilor. În România, Enel vrea să vândă 64,4% din Enel Distribuţie Muntenia şi Enel Energie Muntenia, 51% din Enel Distribuţie Banat, Enel Distribuţie Dobrogea şi Enel Energie, precum şi 100% din compania de servicii Enel România (deţinută prin Enel Investment Holding BV). Mai recent, italienii au declarat că vor să finalizeze vânzarea activelor din România până la finalul acestui an.

În cazul activelor din România, este vorba despre companii care gestionează o rețea de 91.000 de kilometri ce distribuie aproximativ 14 TWh pe an (cu o cotă de piață de 34%) și care vând aproximativ 9 TWh/an unui număr de aproximativ 2,6 milioane clienți, dintre care 2,4 milioane sunt clienți rezidențiali (aproximativ 20% din piața de retail) și 200.000 sunt companii. În anul 2013, aceste companii au avut venituri de 1,118 miliarde euro și au generat un profit operațional de 289 milioane de euro.

Electrica SA a comunicat Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) faptul că vrea să utilizeze lichiditățile suplimentare obținute în urma listării la Bursa de Valori București (BVB) pentru a face în perioada 2015-2018 investiții mai mari față de planul prezentat ANRE în 2013 și pe baza căruia au fost stabilite actualele tarife de distribuție pentru companie, solicitând Autorității recunoașterea acestor investiții suplimentare față de planul inițial în tarifele de distribuție reglementare practicate de societate.

"Ca urmare a disponibilităţii suplimentare de numerar rezultată în urma procesului de listare, SC Electrica SA a comunicat ANRE intenţia de se realiza un volum mai mare de investiţii în perioada 2015-2018, faţă de cele prezentate în anul 2013 de cei trei operatori de distribuție concesionari, precum și solicitarea privind condițiile de recunoaștere a acestora de către autoritate, conform reglementărilor în vigoare", se arată în nota de prezentare a unui proiect de ordin al ANRE de modificare a metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distribuție.

Având în vedere că Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distribuţie în prezent în vigoare, aprobată prin ordinul preşedintelui ANRE nr. 72/2013, nu prevede că operatorii de distribuție au dreptul să solicite reproiectarea tarifelor de distribuție pentru o perioadă de reglementare, ANRE şi-a exprimat disponibilitatea de a completa prevederile Metodologiei în acest sens, precizează Autoritatea.

Tarifele reglementate practicate de operatorii de distribuție de energie electrică, în care sunt incluse costurile operatorilor, inclusiv investițiile, și o rată de rentabilitate prestabilită, de 8,52%, se stabilesc de către ANRE, de regulă, pentru perioade de cinci ani, denumite perioade de reglementare. Anul 2014 este anul de debut al celei de-a treia perioade de reglementare.

Interes exprimat oficial

Astfel, potrivit proiectului de ordin al ANRE, la articolul 15 al Metodologiei a fost inclus un alineat care prevede că "în situaţii excepţionale care conduc la necesitatea modificării semnificative a planurilor de investiții cum ar fi: modificări importante ale legislației primare, schimbarea structurii acționariatului în proporție mai mare de 50 %, reorganizare efectuată prin comasare, absorbție sau divizare, operatorii de distribuție au dreptul să solicite autorității competente, în primul an al unei perioade de reglementare, modificarea proiecţiei tarifelor de distribuţie pentru acea perioadă de reglementare sau pentru un an".

Electrica SA este acţionar majoritar la SC Electrica Distribuţie Muntenia Nord SA, la SC Electrica Distribuţie Transilvania Nord SA şi la SC Electrica Distribuţie Transilvania Sud SA.

La sfârșitul lunii trecute, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, declara, după o întâlnire cu Luca D'Agnese, membru al boardului Enel, responsabil pentru activitatea internațională, că există interes din partea unor companii românești de stat să preia o parte din activitățile din România ale Enel, pe care compania italiană a anunțat că le-a scos la vânzare.

"Le-am comunicat celor de la Enel (...) faptul că, din punct de vedere al statului român, rețelele de distribuție reprezintă active cu caracter strategic. În plus, i-am informat oficial că există interes din partea unor companii românești în ceea ce privește preluarea unor părți din operațiunile lor în România, existând sprijinul total al statului român pentru companiile cu acționariat românesc. De altfel, acesta a fost motivul pentru care recent am modificat legea privatizării, care anterior nu permitea companiilor în care statul este acționar să cumpere alte societăți” a declarat Răzvan Nicolescu.

Italienii vor să plece din România

La mijlocul lunii iunie, în prospectul de listare la bursă a Electrica, autorii documentului atrăgeau atenția că Electrica nu va putea achiziționa acțiuni la alte companii până ce nu va fi modificată o Ordonanță de Urgență din 1997 cu privire la privatizarea societăților.

"Conform OUG nr. 88/1997 cu privire la privatizarea societăților, o entitate la care Statul ori o autoritate a administrației publice locale deține mai mult de 33% din totalul acțiunilor cu drept de vot în AGA nu poate fi cumpărător al acțiunilor în alte societăți. Deși formularea din lege nu este clară, se poate interpreta că restricția se aplică pentru cumpărarea de acțiuni nu numai în cadrul unui proces de privatizare, ci și în afara acestuia. În cazul în care legea care interzice cumpărarea de acțiuni de către Electrica nu se modifică, acest lucru va limita strategia Grupului ", se arăta în document.

Enel a anunțat, în iulie, că a început procesul de vânzare a operaţiunilor de distribuţie şi vânzare de energie din România şi de producţie de energie din Slovacia, în cadrul unui program al grupului italian de reducere a datoriilor. În România, Enel vrea să vândă 64,4% din Enel Distribuţie Muntenia şi Enel Energie Muntenia, 51% din Enel Distribuţie Banat, Enel Distribuţie Dobrogea şi Enel Energie, precum şi 100% din compania de servicii Enel România (deţinută prin Enel Investment Holding BV).

În cazul activelor din România, este vorba despre companii care gestionează o rețea de 91.000 de kilometri ce distribuie aproximativ 14 TWh pe an (cu o cotă de piață de 34%) și care vând aproximativ 9 TWh/an unui număr de aproximativ 2,6 milioane clienți, dintre care 2,4 milioane sunt clienți rezidențiali (aproximativ 20% din piața de retail) și 200.000 sunt companii. În anul 2013, aceste companii au avut venituri de 1,118 miliarde euro și au generat un profit operațional de 289 milioane de euro.

Reparațiile – incluse ca atare în tarife, pentru evitarea dublei taxări

Proiectul de modificare a Metodologiei mai prevede că operatorii de distribuție vor avea dreptul să încadreze în categoria investițiilor costurile aferente înlocuirii unor părți componente ale mijloacelor fixe, care au ca rezultat îmbunătățirea parametrilor tehnici sau unt indispensabile la intervale regulate, pentru a asigura continuarea exploatării mijloacelor fixe respective la parametrii normali.

Acestea se vor include în programul de investiții anual, în limita a maximum 10 % din valoarea totală a acestuia. De asemenea, valoarea acestor investiții va reduce valoarea costurilor de operare și mentenanță controlabile recunoscute în venitul reglementat pentru anul respectiv.

Pentru reparații se va aplica o rată reglementată a rentabilității redusă cu 3 puncte procentuale față de rata reglementată generală a rentabilității, de 8,52%.

"Modificarea urmărește stimularea realizării de investiții noi și evitarea dublei recunoașteri a costurilor cu reparațiile recunoscute ca investiții", precizează ANRE.

Furnizorul de gaze naturale E.ON Energie a cumpărat, miercuri, în ringul specializat al Bursei Române de Mărfuri (BRM), de la OMV Petrom, o cantitate de 212.000 MWh de gaze naturale, la prețul de 85 lei/MWh, inferior celui reglementat stabilit de stat pentru consumatorii noncasnici, de 89,40 lei/MWh, valabil până la 1 octombrie 2014. De altfel, nivelul de 85-86 lei/MWh pare a deveni un preț de referință pentru piața liberă de gaze naturale din România.

Potrivit datelor BRM, prețul inițial cerut de vânzător a fost de 88 lei/MWh. "Prețul final oferit a fost de 85 lei/MWh, fiind acceptat de către E.ON Energie România SA. Licitația s-a încheiat cu adjudecare", arată BRM.

Perioada de livrare a gazelor naturale achiziționate de către E.ON este 1 septembrie – 1 octombrie 2014, iar termenul de plată este de 30 de zile după luna de livrare. Garanția bursieră depusă a fost în cuantum de 91.000 lei.

“În şedinţa organizată de BRM s-a tranzacţionat cea mai mare cantitate de gaze naturale din producţia internă proprie de la intrarea în vigoare a Ordinului ANRE 62/2014, care stabileşte obligativitatea tranzacţionării pe pieţele centralizate din România. Asistăm la deblocarea pieţei, după o perioadă în care au dominat tranzacţiile între consumatorii finali şi furnizori. Piaţa internă se stabilizează la un preţ de 85-86 lei/MWh la producător, ceea ce creează premisele formării unui preţ de referinţă pe piaţa de gaze naturale din România la tranzacţiile dintre producători şi furnizori“, se arată într-un comunicat al BRM.

Joi, 28 august, OMV Petrom Gas SRL, divizia de trading a producătorului de gaze OMV Petrom, organizează la rândul său licitație la BRM, scoțând la vânzare o cantitate totală de 424.000 MWh de gaze naturale, fără să precizeze un preț de pornire.

Eșecuri la OPCOM, tranzacții încheiate la BRM

Tranzacția încheiată la BRM vine la scurt timp după trei licitații eșuate pe Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la OPCOM, derulate pe 24 iulie și 22 august.

Pe 24 iulie, E.ON Energie și OMV Petrom nu s-au înțeles la preț la licitația organizată de furnizorul de gaze, care fixase un preț de pornire de 80 lei/MWh. Ulterior, pe 22 august, nici OMV Petrom și nici Romgaz nu au găsit cumpărători pentru gazele scoase la vânzare pe OPCOM, la prețuri de pornire de 88, respectiv 89,60 lei/MWh. La ambele licitații de vânzare, singurele oferte de răspuns au fost înaintate de către E.ON Energie.

De altfel, până în prezent, pe platforma PCGN de la OPCOM nu s-a încheiat nici o tranzacție, în pofida faptului că, din martie și până în prezent, s-au organizat 16 licitații.

În schimb, la BRM, în 24 iulie ,OMV Petrom a vândut 180.200 MWh de gaze naturale, la un preț mediu de 85,33 lei/MWh.

"În ședința de tranzacționare organizată de BRM, OMV Petrom a vândut primele cantități de gaze naturale din producția internă proprie pentru care are obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, conform Ordinului ANRE 62/2014. În această ședință s-a tranzacționat peste jumătate din cantitatea propusă de OMV Petrom a fi vândută pe bursă în luna iulie. Asistăm la deblocarea pieței, după o perioadă de câteva luni în care s-au înregistrat doar tranzacții între consumatorii finali și furnizori", se arăta într-un comunicat al BRM.

Potrivit sursei citate, OMV Petrom a scos atunci la vânzare o cantitate totală de 318.000 MWh de gaze naturale, iar oferte de cumpărare au înaintat societățile Axpo Energy Romania, CONEF Gaz, E.ON Energie, GDF Suez Energy Romania, Interagro și WIEE.

Încheierea de tranzacții bursiere este obligatorie

Pe 15 iulie a intrat în vigoare OUG 35/2014 pentru completarea Legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, care stipulează că, până la 31 decembrie 2018, producătorii de gaze naturale din România sau afiliații acestora, după caz, au obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie, destinată consumului intern.

Pentru OMV Petrom, ANRE a stabilit o cantitate minimă obligatorie totală de vândut pe burse în intervalul iulie-decembrie 2014 de 2.630.100 MWh de gaze naturale, din care 297.900 MWh în iulie, 350.000 MWh în august, 373.400 MWh în septembrie, 478.900 MWh în octombrie, 563.400 MWh în noiembrie și 566.500 MWh în decembrie.

Luând ca reper producția totală de gaze a OMV Petrom de anul trecut, obligațiile minime de vânzare pe burse stabilite de ANRE pentru a doua jumătate a lui 2014 ar reprezenta circa 4,45% din totalul producției de gaze pe 6 luni realizate de OMV Petrom în 2013.

Pentru Romgaz, ANRE a stabilit o cantitate minimă totală obligatorie de gaze destinată vânzării pe burse de 2.656.400 MWh de gaze, din care 312.200 MWh în iulie, 352.500 MWh în august, 281.800 MWh în septembrie, 516.500 MWh în octombrie, 607.200 MWh în noiembrie și 578.000 MWh în decembrie.

Luând ca reper producția totală de gaze a Romgaz de anul trecut, obligațiile minime de vânzare pe burse stabilite de ANRE pentru a doua jumătate a lui 2014 ar reprezenta circa 8,5% din totalul producției de gaze pe 6 luni realizate de Romgaz în 2013.

Nu ar exista cerere suficientă

Pe de altă parte, într-un interviu recent, din 18 august, acordat Agerpres, directorul general al OMV Petrom, Mariana Gheorghe, declara că decizia Guvernului de a obliga producătorii de gaze să vândă pe bursă o parte din producție distorsionează piața, întrucât nu există o cerere suficientă pentru ca acest ordin să fie dus la îndeplinire.

"Această decizie este dovada că nu avem o piață lichidă, iar intervenția aceasta administrativă bineînțeles că distorsionează activitățile noastre comerciale, mai ales că avem clienți mari, cu un anumit specific, avem piață reglementată, care are un anumit specific și ea. Deci a interveni doar pe un anumit segment distorsionează celelalte segmente. Pe de altă parte, este foarte greu de definit care este nivelul optim pentru un astfel de procent. De exemplu, din luna iulie, de când acest ordin a început să fie pus în aplicare, am vândut foarte puțin. E adevărat că putem realiza în august și septembrie ce nu am realizat în iulie, conform ordinului, dar nu există cerere. Iar acest lucru va determina și nivelul procentului pentru anul viitor. Am luată notă de acest procent, dar credem că emai trebuie să așteptăm puțin. Vom discuta și noi cu autoritatea de reglementare pentru a ajunge la un nivel care să fie cel mai puțin distorsionant în piața de gaze și electricitate, care oricum este distorsionată și trece printr-o reformă structurală foarte puternică", declara, la acea dată, Mariana Gheorghe.

OMV Petrom Gas SRL, divizia de trading de gaze a producătorului OMV Petrom, vrea să vândă vinerea viitoare, pe Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la bursa de energie OPCOM, o cantitate totală de 424.000 MWh de gaze naturale, la prețul de pornire de 88 lei/MWh, în scădere față de cel de 89,90 lei/MWh solicitat de OMV Petrom Gas SRL la precedenta licitație de vânzare organizată la OPCOM, din 24 iulie.

Pe 22 august, OMV Petrom Gas SRL scoate la licitație, pe platforma PCGN de la OPCOM, o cantitate totală de 424.000 MWh de gaze naturale, respectiv 40 de contracte a câte 10.600 MWh fiecare, prețul de pornire fiind de 88 lei/MWh.

Cu două zile înainte, pe 20 august, OMV Petrom Gas SRL scoate la vânzare aceeași cantitate totală de gaze, în aceleași condiții, la Bursa Română de Mărfuri (BRM), neprecizând un preț de pornire.

În 24 iulie, OMV Petrom a vândut 180.200 MWh de gaze naturale pe platforma specializată a BRM, la un preț mediu de 85,33 lei/MWh.

"În ședința de tranzacționare organizată de BRM, OMV Petrom a vândut primele cantități de gaze naturale din producția internă proprie pentru care are obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, conform Ordinului ANRE 62/2014. În această ședință s-a tranzacționat peste jumătate din cantitatea propusă de OMV Petrom a fi vândută pe bursă în luna iulie. Asistăm la deblocarea pieței, după o perioadă de câteva luni în care s-au înregistrat doar tranzacții între consumatorii finali și furnizori", se arată într-un comunicat al BRM.

Potrivit sursei citate, OMV Petrom a scos atunci la vânzare o cantitate totală de 318.000 MWh de gaze naturale, iar oferte de cumpărare au înaintat societățile Axpo Energy Romania, CONEF Gaz, E.ON Energie, GDF Suez Energy Romania, Interagro și WIEE.

În aceeași zi, o licitație similară organizată de OMV Petrom la OPCOM a eșuat, întrucât compania nu s-a înțeles la preț cu singurul cumpărător interesat, E.ON Energie. Prețul de pornire fusese fixat la 89,90 lei/MWh.

Pe 15 iulie a intrat în vigoare OUG 35/2014 pentru completarea Legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, care stipulează că, până la 31 decembrie 2018, producătorii de gaze naturale din România sau afiliații acestora, după caz, au obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie, destinată consumului intern.

Pentru OMV Petrom, ANRE a stabilit o cantitate minimă obligatorie totală de vândut pe burse în intervalul iulie-decembrie 2014 de 2.630.100 MWh de gaze naturale, din care 297.900 MWh în iulie, 350.000 MWh în august, 373.400 MWh în septembrie, 478.900 MWh în octombrie, 563.400 MWh în noiembrie și 566.500 MWh în decembrie.

Luând ca reper producția totală de gaze a OMV Petrom de anul trecut, obligațiile minime de vânzare pe burse stabilite de ANRE pentru a doua jumătate a lui 2014 ar reprezenta circa 4,45% din totalul producției de gaze pe 6 luni realizate de OMV Petrom în 2013.

Pe Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la bursa de energie OPCOM s-au organizat până în prezent 9 licitații de vânzare de gaze, 7 de către OMV Petrom Gas SRL și 2 de către Romgaz, precum și 4 licitații de cumpărare de gaze, toate lansate de către E.ON Energie, însă toate licitațiile au eșuat, din lipsă de cumpărători interesați sau pentru că vânzătorii și cumpărătorii nu s-au înțeles la preț.

OMV Petrom a vândut, săptămâna trecută, o cantitate de 180.200 MWh de gaze naturale pe platforma specializată a Bursei Române de Mărfuri (BRM), la un preț mediu de 85,33 lei/MWh.

"În ședința de tranzacționare organizată de BRM, OMV Petrom a vândut primele cantități de gaze naturale din producția internă proprie pentru care are obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, conform Ordinului ANRE 62/2014. În această ședință s-a tranzacționat peste jumătate din cantitatea propusă de OMV Petrom a fi vândută pe bursă în luna iulie. Asistăm la deblocarea pieței, după o perioadă de câteva luni în care s-au înregistrat doar tranzacții între consumatorii finali și furnizori", se arată într-un comunicat al BRM.

Potrivit sursei citate, OMV Petrom scos la vânzare o cantitate totală de 318.000 MWh de gaze naturale, iar oferte de cumpărare au înaintat societățile Axpo Energy Romania, CONEF Gaz, E.ON Energie, GDF Suez Energy Romania, Interagro și WIEE.

"S-a tranzacționat o cantitate totală de 180.200 MWh, la un preț mediu de 85,33 lei/MWh. Gazele vor fi livrate în perioada 01.08.2014 – 01.09.2014", precizează BRM.

Pe 15 iulie a intrat în vigoare OUG 35/2014 pentru completarea Legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, care stipulează că, până la 31 decembrie 2018, producătorii de gaze naturale din România sau afiliații acestora, după caz, au obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie, destinată consumului intern.

Pentru OMV Petrom, ANRE a stabilit o cantitate minimă obligatorie totală de vândut pe burse în intervalul iulie-decembrie 2014 de 2.630.100 MWh de gaze naturale, din care 297.900 MWh în iulie, 350.000 MWh în august, 373.400 MWh în septembrie, 478.900 MWh în octombrie, 563.400 MWh în noiembrie și 566.500 MWh în decembrie. Luând ca reper producția totală de gaze a OMV Petrom de anul trecut, obligațiile minime de vânzare pe burse stabilite de ANRE pentru a doua jumătate a lui 2014 ar reprezenta circa 4,45% din totalul producției de gaze pe 6 luni realizate de OMV Petrom în 2013.

Pe Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la bursa de energie OPCOM s-au organizat până în prezent 9 licitații de vânzare de gaze, 7 de către OMV Petrom Gas SRL și 2 de către Romgaz, precum și 4 licitații de cumpărare de gaze, toate lansate de către E.ON Energie, însă toate licitațiile au eșuat, din lipsă de cumpărători interesați sau pentru că vânzătorii și cumpărătorii nu s-au înțeles la preț.

La ultimele licitații de la OPCOM, din 24 iulie, E.ON Energie a încercat să cumpere gaze cu 80 lei/MWh, iar OMV Petrom a încercat să vândă cu 89,90 lei/MWh. Ambele licitații au eșuat, cumpărătorul și vânzătorul nepunându-se de acord asupra prețului de tranzacționare.

Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la bursa de energie OPCOM rămâne fără tranzacții încheiate, după ce, miercuri, producătorul Romgaz, controlat de statul român, nu s-a înțeles la preț cu E.ON Energie și Interagro SRL la o licitație la care urmărea să vândă o cantitate totală de 318.000 MWh de gaze, la prețul de pornire de 90 lei/MWh.

La oferta Romgaz au răspuns furnizorul E.ON Energie și Interagro SRL, controlată de omul de afaceri Ioan Niculae, însă nici unul dintre contractele ofertate de Romgaz nu a fost atribuit, a anunțat OPCOM.

Până în prezent, pe platforma PCGN de la OPCOM s-au organizat 8 licitații de vânzare de gaze, șase de către OMV Petrom Gas SRL și două de către Romgaz, precum și 3 licitații de cumpărare de gaze, toate lansate de către E.ON Energie, însă toate licitațiile au eșuat, din lipsă de cumpărători interesați sau pentru că vânzătorii și cumpărătorii nu s-au înțeles la preț.

Pe platforma PCGN de la OPCOM sunt înscriși ca participanți E.ON Energie, OMV Petrom Gas SRL, Romgaz, Interagro SRL și Interagro SA, controlate de Ioan Niculae, furnizorul și distribuitorul de gaze GDF Suez Energy, producătorul de gaze Amromco Energy SRL, combinatul Azomureș, distribuitorul de gaze C-Gaz & Energy, firma traderul Tinmar Ind SA, precum și MET Romania Energy Trade, subsidiară de trading a grupului ungar MOL.

Joi, OMV Petrom Gas SRL scoate la vânzare pe OPCOM 318.000 MWh de gaze, la prețul de pornire de 89,90 lei/MWh, iar E.ON Energie organizează licitație pentru a cumpăra în total 84.800 MWh de gaze, la prețul de pornire de 80 lei/MWh.

Principalii producători de gaze naturale din România, Romgaz și OMV Petrom, care asigură împreună peste 97% din producția internă de gaze, sunt obligați să vândă pe bursele specializate de gaze naturale de la OPCOM și Bursa Română de Mărfuri (BRM), începând de luna aceasta și până la finalul acestui an, o cantitate totală de 5.286.500 MWh de gaze naturale, potrivit deciziilor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE). Cantitatea reprezintă echivalentul a circa 6,5% din totalul producției cumulate a celor două companii pe 6 luni din 2013.

Pe 15 iulie a intrat în vigoare OUG 35/2014 pentru completarea Legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, care stipulează că, până la 31 decembrie 2018, producătorii de gaze naturale din România sau afiliații acestora, după caz, au obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie, destinată consumului intern. Această cantitate minimă este stabilită de către Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

Problema este că ANRE a stabilit o cantitate minimă de gaze de tranzacționat obligatoriu pe bursă infimă. Astfel, potrivit Ordinului ANRE nr. 62/2014, producătorii de gaze trebuie să vândă pe burse minimum 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, nu din producția internă proprie destinată comercializării, așa cum fusese formulat inițial în proiectul de ordin al ANRE.

Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014.

Ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a declarat că modul în care ANRE vrea să oblige producătorii şi furnizorii de gaze naturale să tranzacţioneze gaze pe bursă nu încurajează dezvoltarea pieţei de profil din România, el solicitând Autorităţii reanalizarea acestei decizii.

În replică , ANRE a anunțat că la stabilirea cantității minime obligatorii de gaze de tranzacționat pe burse au fost luate în considerare şi obligaţiile asumate de România de a exporta gaze naturale în Republica Moldova în perioada rece a anului, faptul că al doilea producător de gaze al țării, Romgaz, are bugetul de venituri și cheltuieli stabilit prin Hotărâre de Guvern, precum și necesitatea de a se asigura cu prioritate cantităţile necesare pentru piaţa reglementată și pentru înmagazinare.

Principalii producători de gaze naturale din România, Romgaz și OMV Petrom, care asigură împreună peste 97% din producția internă de gaze, sunt obligați să vândă pe bursele specializate de gaze naturale de la OPCOM și Bursa Română de Mărfuri (BRM), începând de luna aceasta și până la finalul acestui an, o cantitate totală de 5.286.500 MWh de gaze naturale, potrivit deciziilor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE). Cantitatea reprezintă echivalentul a circa 6,5% din totalul producției cumulate a celor două companii pe 6 luni din 2013. 

Astfel, ANRE a stabilit, pentru Romgaz, o cantitate minimă totală obligatorie de gaze destinată vânzării pe burse de 2.656.400 MWh de gaze, din care 312.200 MWh în iulie, 352.500 MWh în august, 281.800 MWh în septembrie, 516.500 MWh în octombrie, 607.200 MWh în noiembrie și 578.000 MWh în decembrie.

Luând ca reper producția totală de gaze a Romgaz de anul trecut, obligațiile minime de vânzare pe burse stabilite de ANRE pentru a doua jumătate a lui 2014 ar reprezenta circa 8,5% din totalul producției de gaze pe 6 luni realizate de Romgaz în 2013.

Pentru OMV Petrom, ANRE a stabilit o cantitate minimă obligatorie totală de vândut pe burse în intervalul iulie-decembrie 2014 de 2.630.100 MWh de gaze naturale, din care 297.900 MWh în iulie, 350.000 MWh în august, 373.400 MWh în septembrie, 478.900 MWh în octombrie, 563.400 MWh în noiembrie și 566.500 MWh în decembrie.

Luând ca reper producția totală de gaze a OMV Petrom de anul trecut, obligațiile minime de vânzare pe burse stabilite de ANRE pentru a doua jumătate a lui 2014 ar reprezenta circa 4,45% din totalul producției de gaze pe 6 luni realizate de OMV Petrom în 2013.

"Cantitățile de gaze naturale din producția internă proprie aferentă lunii iulie 2014 care nu vor fi tranzacționate pe piețele centralizate până la data de 31 iulie 2014 din motive legate de imposibilitatea fizică a tranzacționării acestora în timp util, în raport cu procedurile de desfășurare a ședințelor de tranzacționare, vor fi tranzacționate în lunile august și septembrie 2014, cu menținerea destinației inițiale", se arată în deciziile ANRE.

Ceilalți trei producători de gaze din România, Amromco Energy, Foraj Sonde și Raffles Energy, care produc cantități infime comparativ cu Romgaz și OMV Petrom, nu au obligația de a vinde gaze pe burse anul acesta, potrivit deciziilor Autorității.

 BRM merge mult mai bine decât OPCOM

Până în prezent, pe Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la OPCOM s-au organizat 7 licitații de vânzare de gaze, șase de către OMV Petrom Gas SRL și una de către Romgaz, precum și trei licitații de cumpărare de gaze, toate trei lansate de către E.ON Energie, însă toate licitațiile au eșuat, din lipsă de cumpărători interesați sau pentru că vânzătorii și cumpărătorii nu s-au înțeles la preț.

Pe platforma PCGN de la OPCOM sunt înscriși ca participanți, în afară de E.ON Energie, OMV Petrol Gas SRL, Romgaz, concernul Interagro SA, controlat de Ioan Niculae, furnizorul și distribuitorul de gaze GDF Suez Energy, producătorul de gaze Amromco Energy SRL, combinatul Azomureș, distribuitorul de gaze C-Gaz & Energy, firma traderul Tinmar Ind SA, precum și MET Romania Energy Trade, subsidiară de trading a grupului ungar MOL.

În schimb, la BRM, prima tranzacție a avut loc în 21 octombrie 2013. "De atunci, numeroși operatori economici au achiziționat gaze naturale pe platforma electronică a BRM, la prețuri foarte avantajoase. Printre aceștia se numără: Atelierele Grivița, Uzinsider, Editura Adevărul, Policolor, Arena Grup, Mecanica Ceahlău, primăriile din Alba Iulia, Orăștie, Hunedoara și Simeria, DRDP Alba, Electrocentrale Oradea, Stațiunea de Cercetări Agricole Secuieni, Spitalele din Roman, Alba Iulia, Piatra Neamț, Bisericani, Lupeni și Rădăuți și Spitalul CF2 București", se afirmă într-un comunicat al BRM.

Recent, Comitetul Olimpic și Sportiv Român a achizitionat 7.800 MWh de gaze naturale de la BRM, la o licitație la care au concurat, ca ofertanți, AXPO Energy Romania SA, Energy Gas Provider SRL, Gaz Sud SA și E.ON Energie SA. Potrivit informațiilor disponibile, OMV Petrom Gas SRL a reușit să vândă gaze la BRM și în martie, și în februarie anul acesta. În martie, compania a vândut aproximativ 20 milioane de metri cubi (212.000 MWh), la un preț de 89,4 lei/MWh (exclusiv acciza și TVA), cu 9,4 lei mai mult decât a opținut pe volumele plasate în februarie.

 Conflict instituțional

Pe 15 iulie a intrat în vigoare OUG 35/2014 pentru completarea Legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, care stipulează că, până la 31 decembrie 2018, producătorii de gaze naturale din România sau afiliații acestora, după caz, au obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie, destinată consumului intern. Această cantitate minimă este stabilită de către Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

Problema este că ANRE a stabilit o cantitate minimă de gaze de tranzacționat obligatoriu pe bursă absolut infimă, aproape de zero, care practic anulează efectul modificării legii. Astfel, potrivit Ordinului ANRE nr. 62/2014, producătorii de gaze trebuie să vândă pe burse minimum 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, nu din producția internă proprie destinată comercializării, așa cum fusese formulat în proiectul de ordin al ANRE.

Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014.

În replică, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a declarat că modul în care ANRE vrea să oblige producătorii şi furnizorii de gaze naturale să tranzacţioneze gaze pe bursă nu încurajează dezvoltarea pieţei de profil din România, el solicitând Autorităţii reanalizarea acestei decizii.

„În ceea ce priveşte modul în care ANRE a decis să transpună în legislaţia secundară obligativitatea impusă de Executiv producătorilor şi furnizorilor de gaze de a tranzacţiona transparent şi nediscriminatoriu anumite cantităţi pe bursă, considerăm că nu încurajează dezvoltarea pieţei de gaze din România. Mai mult, transpunerea nu este făcută în spiritul OUG 35/2014. În consecinţă, solicităm autorităţii să reanalizeze decizia sa, în cadrul unui nou Comitet de Reglementare, pentru că, în forma actuală, ordinul dat nu creează premisele tranzacţionării procentului de 20% comunicat, în condiţiile în care baza de aplicabilitate se apropie de zero. Practic, aproape că nu s-a impus niciun procent”, a spus ministrul.

Ce răspunde ANRE

Potrivit legislației în vigoare, ANRE este o autoritate administrativă autonomă, sub control parlamentar, independentă decizional, organizatoric și funcțional, nefiind subordonată Guvernului și, deci, nici Departamentului pentru Energie.

Pentru a-și justifica măsura, ANRE a transmis, printr-un comunicat, că la stabilirea cantității minime obligatorii de gaze de tranzacționat pe burse au fost luate în considerare şi obligaţiile asumate de România de a exporta gaze naturale în Republica Moldova în perioada rece a anului, faptul că al doilea producător de gaze al țării, Romgaz, are bugetul de venituri și cheltuieli stabilit prin Hotărâre de Guvern, precum și necesitatea de a se asigura cu prioritate cantităţile necesare pentru piaţa reglementată și pentru înmagazinare.

"Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014. De asemenea, au fost luate în considerare şi obligaţiile asumate de România de a exporta gaze naturale în Republica Moldova în perioada rece a anului", se afirmă în comunicatul ANRE.

Obligație asumată față de FMI

ANRE a avut în vedere și faptul că unii din marii producători au prevăzut în bugetul de venituri şi cheltuieli încasările provenite din contractele bilaterale existente, acest buget fiind aprobat prin Hotărâre de Guvern, mai precizează instituția.

"Astfel, pentru situațiile în care există deja angajamente contractuale în derulare și producătorii nu au disponibil pentru tranzacționare procentul calculat de 20%, aceștia au obligația să încheie tranzacții pentru toată cantitatea rămasă disponibilă. Obligaţia producătorilor de a vinde pe pieţele centralizate o cantitate minimă de gaze este un prim pas important al liberalizării şi transparentizării pieţei de gaze din România. În acest sens s-a instituit și obligația pentru producători de a posta pe site-ul propriu cantitățile minime obligatorii de gaze naturale care urmează a fi tranzacționate pe piețele centralizate", spune ANRE.

ANRE a analizat şi a decis ca, pentru etapa de iniţiere a tranzacţiilor bursiere, obligaţia producătorilor de gaze naturale de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate din România să fie de minim 20% din cantitatea de gaze naturale din producția internă proprie destinată consumului intern al pieței concurențiale "având în vedere și o politică de prudenţă faţă de consumatorul final, asigurarea cu prioritate a cantităţilor necesare pentru piaţa reglementată și pentru înmagazinare, cu obiectul de siguranţă în aprovizionare corelativ cu menţinerea unor preţuri mai mici în perioada de iarnă", conchide Autoritatea.

Înfiinţarea platformelor de tranzacţionare a gazelor naturale a fost un angajament asumat de Guvern faţă de FMI şi Comisia Europeană, însă până în prezent producătorii de gaze naturale nu erau obligați să își vândă gazele pe burse. În ianuarie 2013, ANRE a lansat în dezbatere publică un proiect de ordin potrivit căruia producătorii de gaze controlați de statul român, cum ar fi Romgaz, nu și cei privați, ar fi fost obligați să vândă prin licitaţii publice 45% din cantităţile extrase în cursul anului 2013, însă ordinul nu a mai fost adoptat în cele din urmă.

 Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la bursa de energie OPCOM rămâne fără tranzacții încheiate, după ce, miercuri, producătorul OMV Petrom și furnizorul E.ON Energie nu s-au înțeles pentru a treia oară consecutiv la preț la licitația organizată de cei de la E.ON, prin care aceștia urmăreau să cumpere o cantitate de 53.000 MWh de gaze, la prețul de pornire de 82 lei/MWh, sub cel reglementat pentru consumatorii noncasnici.

OMV Petrom Gas SRL, divizia de trading a producătorului de gaze OMV Petrom, a fost singurul participant la piață care a răspuns la oferta de cumpărare înaintată de E.ON Energie, iar contractul ofertat nu a fost atribuit, a anunțat OPCOM. E.ON Energie fixase un preț de pornire de 82 lei/MWh, inferior celui reglementat stabilit de stat pentru consumatorii noncasnici, de 89,40 lei/MWh, valabil până la 1 octombrie 2014.

Cu o zi înainte, E:ON Energie încercase să cumpere la OPCOM o cantitate similară, de 53.000 MWh de gaze, la un preț puțin mai mare, de 85 lei/MWh. Și această licitație a eșuat, iar singurul vânzător care a răspuns la oferta E.ON a fost tot OMV Petrom Gas SRL.

Pe 23 iunie, E.ON Energie și OMV Petrom nu s-au înțeles la preț la licitația organizată pe OPCOM de furnizorul de gaze, care fixase un preț de pornire de 80 lei/MWh, cu 11,6% mai mic decât cel stabilit la ultima licitație de vânzare, din 23 mai, organizată de OMV Petrom Gas SRL, licitație de asemenea eșuată.

Cinci licitații săptămâna viitoare

Până în prezent, pe platforma PCGN de la OPCOM s-au organizat 7 licitații de vânzare de gaze, șase de către OMV Petrom Gas SRL și una de către Romgaz, precum și trei licitații de cumpărare de gaze, toate trei lansate de către E.ON Energie, însă toate licitațiile au eșuat, din lipsă de cumpărători interesați sau pentru că vânzătorii și cumpărătorii nu s-au înțeles la preț.

Pe platforma PCGN de la OPCOM sunt înscriși ca participanți, în afară de E.ON Energie, OMV Petrol Gas SRL, Romgaz, concernul Interagro SA, controlat de Ioan Niculae, furnizorul și distribuitorul de gaze GDF Suez Energy, producătorul de gaze Amromco Energy SRL, combinatul Azomureș, distribuitorul de gaze C-Gaz & Energy, firma traderul Tinmar Ind SA, precum și MET Romania Energy Trade, subsidiară de trading a grupului ungar MOL.

Săptămâna viitoare, pe 23 iulie, producătorul de gaze Romgaz își încearcă pentru a doua oară norocul la OPCOM, scoțând la vânzare o cantitate totală de 318.000 MWh de gaze, la prețul de pornire de 90 lei/MWh. Prima licitație organizată de Romgaz la OPCOM, din 22 mai, a fost anulată, din lipsă de cumpărători interesați. Atunci, producătorul controlat de stat a vrut să vândă 315.000 MWh de gaze, la un preț de pornire tot de 90 lei/MWh.

Tot săptămâna viitoare, dar la Bursa Română de Mărfuri (BRM), vor fi organizate nu mai puțin de 4 licitații pe platforma de tranzacționare a gazelor naturale. Una dintre ele este de vânzare și este organizată de Romgaz, care scoate la vânzare 318.000 MWh de gaze pe 21 iulie. Celelalte trei sunt organizate de companii care vor să cumpere, respectiv E.ON Energie (două licitații, pe 21 și 22 iulie, pentru câte 31.800 MWh, preț de pornire de 85 lei/MWh) și Universitatea de Vest din Timișoara (22 iulie, 2.500 MWh, preț de pornire neprecizat).

La BRM se încheie și tranzacții

Recent, pe 8 iulie, Comitetul Olimpic și Sportiv Român a achizitionat gaze naturale de la BRM, se arată într-un comunicat al operatorului bursier. Pentru cantitatea de 7.800 MWh gaze naturale, au fost depuse ordine de sens contrar de vânzare din partea societăților: AXPO Energy Romania SA, Energy Gas Provider SRL, Gaz Sud SA și E.ON Energie SA.

"Cel mai bun discount față de prețul reglementat de ANRE s-a cifrat la 23 lei/MWh și a fost acceptat de cumpărător. Gazele vor fi livrate în perioada 01.08.2014 – 31.07.2015 în cele trei puncte de consum solicitate de Comitetul Olimpic și Sportiv Român", se precizează în comunicat.

BRM mai amintește că prima tranzacție pe această platforma a avut loc în 21 octombrie 2013. "De atunci, numeroși operatori economici au achiziționat gaze naturale pe platforma electronică a BRM, la prețuri foarte avantajoase. Printre aceștia se numără: Atelierele Grivița, Uzinsider, Editura Adevărul, Policolor, Arena Grup, Mecanica Ceahlău, primăriile din Alba Iulia, Orăștie, Hunedoara și Simeria, DRDP Alba, Electrocentrale Oradea, Stațiunea de Cercetări Agricole Secuieni, Spitalele din Roman, Alba Iulia, Piatra Neamț, Bisericani, Lupeni și Rădăuți și Spitalul CF2 București", mai afirmă BRM.

Potrivit informațiilor disponibile, OMV Petrom Gas SRL a reușit să vândă gaze la BRM și în martie, și în februarie anul acesta. În martie, compania a vândut aproximativ 20 milioane de metri cubi (212.000 MWh), la un preț de 89,4 lei/MWh (exclusiv acciza și TVA), cu 9,4 lei mai mult decât a opținut pe volumele plasate în februarie.

Tranzacționarea a devenit obligatorie, dar mai mult la mișto

Avalanșa de licitații vine în contextul în care marți, 15 iulie, a intrat în vigoare OUG 35/2014 pentru completarea Legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, care stipulează că, până la 31 decembrie 2018, producătorii de gaze naturale din România sau afiliații acestora, după caz, au obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie, destinată consumului intern. Această cantitate minimă este stabilită de către Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

Problema este că ANRE a stabilit o cantitate minimă de gaze de tranzacționat obligatoriu pe bursă absolut infimă, aproape de zero, care practic anulează efectul modificării legii. Astfel, potrivit Ordinului ANRE nr. 62/2014, producătorii de gaze trebuie să vândă pe burse minimum 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, nu din producția internă proprie destinată comercializării, așa cum fusese formulat în proiectul de ordin al ANRE.

Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014.

În replică, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a declarat că modul în care ANRE vrea să oblige producătorii şi furnizorii de gaze naturale să tranzacţioneze gaze pe bursă nu încurajează dezvoltarea pieţei de profil din România, el solicitând Autorităţii reanalizarea acestei decizii.

„În ceea ce priveşte modul în care ANRE a decis să transpună în legislaţia secundară obligativitatea impusă de Executiv producătorilor şi furnizorilor de gaze de a tranzacţiona transparent şi nediscriminatoriu anumite cantităţi pe bursă, considerăm că nu încurajează dezvoltarea pieţei de gaze din România. Mai mult, transpunerea nu este făcută în spiritul OUG 35/2014. În consecinţă, solicităm autorităţii să reanalizeze decizia sa, în cadrul unui nou Comitet de Reglementare, pentru că, în forma actuală, ordinul dat nu creează premisele tranzacţionării procentului de 20% comunicat, în condiţiile în care baza de aplicabilitate se apropie de zero. Practic, aproape că nu s-a impus niciun procent”, a spus ministrul.

Ce răspunde ANRE

Potrivit legislației în vigoare, ANRE este o autoritate administrativă autonomă, sub control parlamentar, independentă decizional, organizatoric și funcțional, nefiind subordonată Guvernului și, deci, nici Departamentului pentru Energie.

Pentru a-și justifica măsura, ANRE a transmis, printr-un comunicat, că la stabilirea cantității minime obligatorii de gaze de tranzacționat pe burse au fost luate în considerare şi obligaţiile asumate de România de a exporta gaze naturale în Republica Moldova în perioada rece a anului, faptul că al doilea producător de gaze al țării, Romgaz, are bugetul de venituri și cheltuieli stabilit prin Hotărâre de Guvern, precum și necesitatea de a se asigura cu prioritate cantităţile necesare pentru piaţa reglementată și pentru înmagazinare.

"Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014. De asemenea, au fost luate în considerare şi obligaţiile asumate de România de a exporta gaze naturale în Republica Moldova în perioada rece a anului", se afirmă în comunicatul ANRE.

Obligație asumată față de FMI

ANRE a avut în vedere și faptul că unii din marii producători au prevăzut în bugetul de venituri şi cheltuieli încasările provenite din contractele bilaterale existente, acest buget fiind aprobat prin Hotărâre de Guvern, mai precizează instituția.

"Astfel, pentru situațiile în care există deja angajamente contractuale în derulare și producătorii nu au disponibil pentru tranzacționare procentul calculat de 20%, aceștia au obligația să încheie tranzacții pentru toată cantitatea rămasă disponibilă. Obligaţia producătorilor de a vinde pe pieţele centralizate o cantitate minimă de gaze este un prim pas important al liberalizării şi transparentizării pieţei de gaze din România. În acest sens s-a instituit și obligația pentru producători de a posta pe site-ul propriu cantitățile minime obligatorii de gaze naturale care urmează a fi tranzacționate pe piețele centralizate", spune ANRE.

ANRE a analizat şi a decis ca, pentru etapa de iniţiere a tranzacţiilor bursiere, obligaţia producătorilor de gaze naturale de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate din România să fie de minim 20% din cantitatea de gaze naturale din producția internă proprie destinată consumului intern al pieței concurențiale "având în vedere și o politică de prudenţă faţă de consumatorul final, asigurarea cu prioritate a cantităţilor necesare pentru piaţa reglementată și pentru înmagazinare, cu obiectul de siguranţă în aprovizionare corelativ cu menţinerea unor preţuri mai mici în perioada de iarnă", conchide Autoritatea.

Înfiinţarea platformelor de tranzacţionare a gazelor naturale a fost un angajament asumat de Guvern faţă de FMI şi Comisia Europeană, însă până în prezent producătorii de gaze naturale nu erau obligați să își vândă gazele pe burse. În ianuarie 2013, ANRE a lansat în dezbatere publică un proiect de ordin potrivit căruia producătorii de gaze controlați de statul român, cum ar fi Romgaz, nu și cei privați, ar fi fost obligați să vândă prin licitaţii publice 45% din cantităţile extrase în cursul anului 2013, însă ordinul nu a mai fost adoptat în cele din urmă.

Marți, 15 iulie, a intrat în vigoare OUG 35/2014 pentru completarea Legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, care stipulează că, până la 31 decembrie 2018, producătorii de gaze naturale din România sau afiliații acestora, după caz, au obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie, destinată consumului intern. Această cantitate minimă este stabilită de către Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

Problema este că ANRE a stabilit o cantitate minimă de gaze de tranzacționat obligatoriu pe bursă absolut infimă, aproape de zero, care practic anulează efectul modificării legii. Astfel, potrivit Ordinului ANRE nr. 62/2014, producătorii de gaze trebuie să vândă pe burse minimum 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, nu din producția internă proprie destinată comercializării, așa cum fusese formulat în proiectul de ordin al ANRE. Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014.

În replică, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a declarat că modul în care ANRE vrea să oblige producătorii şi furnizorii de gaze naturale să tranzacţioneze gaze pe bursă nu încurajează dezvoltarea pieţei de profil din România, el solicitând Autorităţii reanalizarea acestei decizii.

„În ceea ce priveşte modul în care ANRE a decis să transpună în legislaţia secundară obligativitatea impusă de Executiv producătorilor şi furnizorilor de gaze de a tranzacţiona transparent şi nediscriminatoriu anumite cantităţi pe bursă, considerăm că nu încurajează dezvoltarea pieţei de gaze din România. Mai mult, transpunerea nu este făcută în spiritul OUG 35/2014. În consecinţă, solicităm autorităţii să reanalizeze decizia sa, în cadrul unui nou Comitet de Reglementare, pentru că, în forma actuală, ordinul dat nu creează premisele tranzacţionării procentului de 20% comunicat, în condiţiile în care baza de aplicabilitate se apropie de zero. Practic, aproape că nu s-a impus niciun procent”, a spus ministrul.

Potrivit legislației în vigoare, ANRE este o autoritate administrativă autonomă, sub control parlamentar, independentă decizional, organizatoric și funcțional, nefiind subordonată Guvernului și, deci, nici Departamentului pentru Energie.

Pentru a-și justifica măsura, ANRE a transmis, printr-un comunicat, că la stabilirea cantității minime obligatorii de gaze de tranzacționat pe burse au fost luate în considerare şi obligaţiile asumate de România de a exporta gaze naturale în Republica Moldova în perioada rece a anului, faptul că al doilea producător de gaze al țării, Romgaz, are bugetul de venituri și cheltuieli stabilit prin Hotărâre de Guvern, precum și necesitatea de a se asigura cu prioritate cantităţile necesare pentru piaţa reglementată și pentru înmagazinare.

"Baza de calcul la care se aplică procentul de 20% reprezintă cantităţile rămase disponibile după deducerea din totalul producţiei interne a consumului tehnologic, a cantităților de gaze naturale destinate pieţei reglementate, a cantităților destinate înmagazinării și a consumurilor centralelor electrice proprii aferente perioadei iulie-decembrie 2014. De asemenea, au fost luate în considerare şi obligaţiile asumate de România de a exporta gaze naturale în Republica Moldova în perioada rece a anului", se afirmă în comunicatulANRE.

ANRE a avut în vedere și faptul că unii din marii producători au prevăzut în bugetul de venituri şi cheltuieli încasările provenite din contractele bilaterale existente, acest buget fiind aprobat prin Hotărâre de Guvern, mai precizează instituția.

"Astfel, pentru situațiile în care există deja angajamente contractuale în derulare și producătorii nu au disponibil pentru tranzacționare procentul calculat de 20%, aceștia au obligația să încheie tranzacții pentru toată cantitatea rămasă disponibilă. Obligaţia producătorilor de a vinde pe pieţele centralizate o cantitate minimă de gaze este un prim pas important al liberalizării şi transparentizării pieţei de gaze din România. În acest sens s-a instituit și obligația pentru producători de a posta pe site-ul propriu cantitățile minime obligatorii de gaze naturale care urmează a fi tranzacționate pe piețele centralizate", spune ANRE.

ANRE a analizat şi a decis ca, pentru etapa de iniţiere a tranzacţiilor bursiere, obligaţia producătorilor de gaze naturale de a încheia tranzacţii pe pieţele centralizate din România să fie de minim 20% din cantitatea de gaze naturale din producția internă proprie destinată consumului intern al pieței concurențiale "având în vedere și o politică de prudenţă faţă de consumatorul final, asigurarea cu prioritate a cantităţilor necesare pentru piaţa reglementată și pentru înmagazinare, cu obiectul de siguranţă în aprovizionare corelativ cu menţinerea unor preţuri mai mici în perioada de iarnă", conchide Autoritatea.

Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la bursa de energie OPCOM rămâne fără tranzacții încheiate, după ce, marți, producătorul OMV Petrom și furnizorul E.ON Energie nu s-au înțeles pentru a doua oară consecutiv la preț la licitația organizată de cei de la E.ON, prin care aceștia urmăreau să cumpere o cantitate de 53.000 MWh de gaze, la prețul de pornire de 85 lei/MWh, sub cel reglementat pentru consumatorii noncasnici.

Miercuri, 16 iulie, E.ON Energie organizează la OPCOM o nouă licitație, la care vrea să cumpere o cantitate similară de gaze, de 53.000 MWh, la un preț de pornire în scădere, de 82 lei/MWh. Tot miercuri, 16 iulie, furnizorul de gaze GDF Suez organizează o licitație de cumpărare de gaze la Bursa Română de Mărfuri (BRM), la care vrea să cumpere 20.000 MWh de gaze naturale din producția internă, neprecizând un preț de pornire.

Piața Centralizată de Gaze Naturale (PCGN) de la bursa de energie OPCOM rămâne fără tranzacții încheiate, după ce, marți, producătorul OMV Petrom și furnizorul E.ON Energie nu s-au înțeles pentru a doua oară consecutiv la preț la licitația organizată de cei de la E.ON, prin care aceștia urmăreau să cumpere o cantitate de 53.000 MWh de gaze, la prețul de pornire de 85 lei/MWh, sub cel reglementat pentru consumatorii noncasnici. Marți a intrat în vigoare modificarea Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, potrivit căreia până la 31 decembrie 2018 producătorii de gaze naturale au obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie.

OMV Petrom Gas SRL, divizia de trading a producătorului de gaze OMV Petrom, a fost singurul participant la piață care a răspuns la oferta de cumpărare înaintată de E.ON Energie, iar contractul ofertat nu a fost atribuit, a anunțat OPCOM. E.ON Energie fixase un preț de pornire de 85 lei/MWh, inferior celui reglementat stabilit de stat pentru consumatorii noncasnici, de 89,40 lei/MWh, valabil până la 1 octombrie 2014. Miercuri, 16 iulie, E.ON Energie organizează la OPCOM o nouă licitație, la care vrea să cumpere o cantitate similară de gaze, de 53.000 MWh, la un preț de pornire în scădere, de 82 lei/MWh.

Tot miercuri, 16 iulie, furnizorul de gaze GDF Suez organizează o licitație de cumpărare de gaze la Bursa Română de Mărfuri (BRM), la care vrea să cumpere 20.000 MWh de gaze naturale din producția internă, neprecizând un preț de pornire.

Pe 23 iunie, E.ON Energie și OMV Petrom nu s-au înțeles la preț la licitația organizată pe OPCOM de furnizorul de gaze, care fixase un preț de pornire de 80 lei/MWh, cu 11,6% mai mic decât cel stabilit la ultima licitație de vânzare, din 23 mai, organizată de OMV Petrom Gas SRL, licitație de asemenea eșuată.

Până în prezent, pe platforma PCGN de la OPCOM s-au organizat 7 licitații de vânzare de gaze, șase de către OMV Petrom Gas SRL și una de către Romgaz, precum și două licitații de cumpărare de gaze, ambele lansate de către E.ON Energie, însă toate licitațiile au eșuat, din lipsă de cumpărători interesați sau pentru că vânzătorii și cumpărătorii nu s-au înțeles la preț.

Pe platforma PCGN de la OPCOM sunt înscriși ca participanți, în afară de E.ON Energie, OMV Petrol Gas SRL, Romgaz, concernul Interagro SA, controlat de Ioan Niculae, furnizorul și distribuitorul de gaze GDF Suez Energy, producătorul de gaze Amromco Energy SRL, combinatul Azomureș, distribuitorul de gaze C-Gaz & Energy, firma traderul Tinmar Ind SA, precum și MET Romania Energy Trade, subsidiară de trading a grupului ungar MOL.

Marți, 15 iulie, a intrat în vigoare OUG 35/2014 pentru completarea Legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012, care stipulează că, până la 31 decembrie 2018, producătorii de gaze naturale din România sau afiliații acestora, după caz, au obligația să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie, destinată consumului intern. Această cantitate minimă este stabilită de către Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

Problema este că ANRE a stabilit o cantitate minimă de gaze de tranzacționat obligatoriu pe bursă absolut infimă, aproape de zero, care practic anulează efectul modificării legii. Astfel, potrivit Ordinului ANRE nr. 62/2014, producătorii de gaze trebuie să vândă pe burse minimum 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, nu din producția internă proprie destinată comercializării, așa cum fusese formulat în proiectul de ordin al ANRE.

În replică, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a declarat că modul în care ANRE vrea să oblige producătorii şi furnizorii de gaze naturale să tranzacţioneze gaze pe bursă nu încurajează dezvoltarea pieţei de profil din România, el solicitând Autorităţii reanalizarea acestei decizii.

„În ceea ce priveşte modul în care ANRE a decis să transpună în legislaţia secundară obligativitatea impusă de Executiv producătorilor şi furnizorilor de gaze de a tranzacţiona transparent şi nediscriminatoriu anumite cantităţi pe bursă, considerăm că nu încurajează dezvoltarea pieţei de gaze din România. Mai mult, transpunerea nu este făcută în spiritul OUG 35/2014. În consecinţă, solicităm autorităţii să reanalizeze decizia sa, în cadrul unui nou Comitet de Reglementare, pentru că, în forma actuală, ordinul dat nu creează premisele tranzacţionării procentului de 20% comunicat, în condiţiile în care baza de aplicabilitate se apropie de zero. Practic, aproape că nu s-a impus niciun procent”, a spus ministrul.

Potrivit legislației în vigoare, ANRE este o autoritate administrativă autonomă, sub control parlamentar, independentă decizional, organizatoric și funcțional, nefiind subordonată Guvernului și, deci, nici Departamentului pentru Energie.

Înfiinţarea platformelor de tranzacţionare a gazelor naturale a fost un angajament asumat de Guvern faţă de FMI şi Comisia Europeană, însă până în prezent producătorii de gaze naturale nu erau obligați să își vândă gazele pe burse.

În ianuarie 2013, ANRE a lansat în dezbatere publică un proiect de ordin potrivit căruia producătorii de gaze controlați de statul român, cum ar fi Romgaz, nu și cei privați, ar fi fost obligați să vândă prin licitaţii publice 45% din cantităţile extrase în cursul anului 2013, însă ordinul nu a mai fost adoptat în cele din urmă.

Recent, prin OUG nr. 35/2014, Guvernul a modificat Legea energiei electrice și a gazelor naturale, impunând ca, de la 15 iulie, producătorii de gaze din România să fie obligați să încheie tranzacții pe piețele centralizate din România, transparent și nediscriminatoriu, pentru vânzarea unei cantități minime de gaze naturale din producția proprie destinată consumului intern. Această cantitate minimă urma să fie stabilită de către Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE). Problema este că ANRE a stabilit o cantitate minimă de gaze de tranzacționat obligatoriu pe bursă absolut infimă, aproape de zero, care practic anulează efectul modificării legii.

Inițial, ANRE publicase un proiect de ordin potrivit căruia cantitățile de gaze naturale din producția internă tranzacționate pe piețele centralizate nu pot fi mai mici de 20% din cantitățile de gaze naturale din producția proprie destinate comercializării.

Respectiva bază de calcul pentru procentul minim obligatoriu de 20% destinat vânzării pe burse urma să se calculeze ca diferență între cantitățile din producția internă proprie estimate a fi comercializate în lunile iulie-decembrie 2014 și următoarele cantități, aferente aceleiași perioade: cantităţile de gaze naturale reinjectate în zăcăminte, exceptate de la plata redevenţei, în condiţiile legii; cantităţile de gaze naturale destinate consumurilor tehnologice specifice operaţiunilor petroliere, desfăşurate de către titularii de acorduri petroliere; cantitățile de gaze naturale din producţia internă pe care producătorii au obligația să le disponibilizeze pentru acoperirea consumului pieţei reglementate; cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie electrică în propriile centrale electrice pe bază de gaze natural și cantitățile de gaze naturale ferme, prevăzute în contractele de vanzare aflate în derulare.

Numai că forma finală a ordinului ANRE emis în aplicarea modificării la Legea energiei electrice și gazelor naturale, publicată în Monitorul Oficial, stabilește o cu totul altă bază de calcul a cantității minime de gaze de tranzacționat obligatoriu pe burse, mult mai redusă.

Formulă modificată

Astfel, potrivit Ordinului ANRE nr. 62/2014, producătorii de gaze trebuie să vândă pe burse minimum 20% din cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, nu din producția internă proprie destinată comercializării.

În actul normativ citat se precizează că cantitatea de gaze naturale din producţia internă proprie destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, aferentă fiecărui producător sau operator economic afiliat acestuia, după caz, se determină conform următoarei formule:
QPIconc (i. . .n) = QPIc (i. . .n) - QPIce (i. . .n) - QPIinj (i. . .n) + QPIextr (i. . .n) - QPIexport (i. . .n) - QPIreglem (i. . .n), unde:
QPIconc (i. . .n) - cantitatea lunară de gaze naturale din producţia internă proprie estimată a fi destinată consumului intern al pieţei concurenţiale, aferentă fiecărui producător sau operator economic afiliat acestuia;
QPIc (i. . .n) - cantitatea estimată a fi produsă lunar de către fiecare producător, cu excepţia cantităţilor de gaze naturale estimate a fi destinate consumurilor tehnologice specifice operaţiunilor petroliere şi a cantităţilor de gaze naturale estimate a fi reinjectate în zăcăminte, exceptate de la plata redevenţei în condiţiile legii;
QPIce (i. . .n) - cantitatea lunară de gaze naturale din producţia internă estimată a fi utilizată la producerea de energie electrică în propriile centrale electrice pe bază de gaze naturale, conform prevederilor Hotărârii Guvernului nr. 870/2012 pentru stabilirea unei excepţii de la respectarea structurilor amestecurilor de gaze naturale stabilite/avizate de Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei;
QPIinj (i. . .n) - cantitatea lunară de gaze naturale din producţia internă proprie estimată a fi injectată în depozitele de înmagazinare subterană de către fiecare producător de gaze naturale sau operator economic afiliat acestuia, după caz;
QPIextr (i. . .n) - cantitatea lunară de gaze naturale din producţia internă proprie estimată a fi extrasă din depozitele de înmagazinare subterană de către fiecare producător de gaze naturale sau operator economic afiliat acestuia, după caz;
QPIexport (i. . .n) - cantitatea lunară de gaze naturale din producţia internă proprie estimată a fi exportată şi/sau comercializată în alte state din spaţiul comunitar de către fiecare producător de gaze naturale sau operator economic afiliat acestuia, după caz;
QPIreglem (i. . .n) - cantitatea lunară estimată de gaze naturale din producţia internă pe care fiecare producător sau operator economic afiliat acestuia, după caz, are obligaţia să o disponibilizeze pentru acoperirea consumului pieţei reglementate, conform prevederilor Ordinului preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 24/2013 pentru aprobarea Metodologiei de alocare a cantităţilor de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie necesare acoperirii consumului pe piaţa reglementată, cu modificările şi completările ulterioare.

În replică, ministrul delegat pentru Energie, Răzvan Nicolescu, a declarat că modul în care ANRE vrea să oblige producătorii şi furnizorii de gaze naturale să tranzacţioneze gaze pe bursă nu încurajează dezvoltarea pieţei de profil din România, el solicitând Autorităţii reanalizarea acestei decizii.

„În ceea ce priveşte modul în care ANRE a decis să transpună în legislaţia secundară obligativitatea impusă de Executiv producătorilor şi furnizorilor de gaze de a tranzacţiona transparent şi nediscriminatoriu anumite cantităţi pe bursă, considerăm că nu încurajează dezvoltarea pieţei de gaze din România. Mai mult, transpunerea nu este făcută în spiritul OUG 35/2014. În consecinţă, solicităm autorităţii să reanalizeze decizia sa, în cadrul unui nou Comitet de Reglementare, pentru că, în forma actuală, ordinul dat nu creează premisele tranzacţionării procentului de 20% comunicat, în condiţiile în care baza de aplicabilitate se apropie de zero. Practic, aproape că nu s-a impus niciun procent”, a spus ministrul.

Potrivit legislației în vigoare, ANRE este o autoritate administrativă autonomă, sub control parlamentar, independentă decizional, organizatoric și funcțional, nefiind subordonată Guvernului și, deci, nici Departamentului pentru Energie.

Întâlnire cu asociațiile de mici consumatori

Nicolescu a făcut declaraţia de mai sus într-o întâlnire pe care a avut-o vineri, 11 iulie, cu reprezentanţii asociaţiilor micilor consumatori de gaze naturale şi energie electrică din România.

Cu acest prilej, reprezentanţii consumatorilor au ridicat o serie de probleme, în special cu privire la înţelegerea dificilă a contractelor “stufoase”, pe care furnizorii de gaze naturale şi electricitate le încheie cu clienţii lor casnici. Mai mult, aceştia au subliniat necesitatea ca toţi clienţii casnici din România să primească în cel mai scurt timp posibil din partea furnizorilor facturi standardizate, uşor de citit şi de înţeles, în care costurile să fie trecute în mod transparent. De asemenea, potrivit asociaţiilor care reprezintă interesele micilor consumatori, inclusiv contractul – cadru de furnizare de energie electrică, trebuie modificat ca să poată include şi “vocea clientului”, nu numai pe cea a furnizorului, cum se întâmplă în prezent.

În cadrul întâlnirii, reprezentanţii asociaţiilor de profil au semnalat ministrului delegat faptul că Autoritatea Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) nu respectă cadrul oficial, propriu de consultare publică, instituit prin Consiliul Consultativ, acest organism nemaifiind convocat lunar, aşa cum prevăd reglementările în vigoare.

Ce este Consiliul Consultativ

Consiliul Consultativ asistă Comitetul de Reglementare al ANRE și este format din 13 membri, numiți prin decizie a primului-ministru, din care 2 membri din partea direcției de specialitate din ministerul de resort, 2 membri din partea asociațiilor patronale din sectorul de activitate energie, petrol, gaze naturale și minerit energetic, 2 membri din partea organizațiilor sindicale ale salariaților din sectorul de activitate energie, petrol, gaze naturale și minerit energetic, un membru din partea asociațiilor din administrația publică locală, 2 membri din partea organizațiilor profesionale, 2 membri din partea asociațiilor consumatorilor de energie electrică și gaze naturale, un membru din partea Consiliului Concurenței și un membru din partea Autorității Naționale pentru Protecția Consumatorilor.

Potrivit legii, Consiliul Consultativ asigură armonizarea intereselor operatorilor economici din sectorul energiei electrice, termice și al gazelor naturale cu cele ale consumatorilor, evaluează impactul reglementărilor ANRE și face propuneri de îmbunătățire a acestora. Consiliul Consultativ este convocat de către președintele ANRE cel puțin o dată pe lună, de regulă0 înainte de ședințele Comitetului de Reglementare, în vederea dezbaterii ordinii de zi a acestora.

Lipsă de transparență

Totodată, reprezentanţii miciilor consumatori i-au adus ministrului la cunoştinţă importanţa unei mai bune şi transparente comunicări din partea tuturor autorităţilor statului, implicate în sectorul energetic. Concret, în privinţa ANRE, aceştia au semnalat lipsa unui punct unic, direct de contact în cadrul autorităţii, aflat la dispoziţia celor care doresc să obţină informaţii despre schimbarea furnizorului de energie sau să-şi afle drepturile în calitate de consumatori.

„Îmi doresc ca vocea micilor consumatori de gaze naturale şi electricitate să fie din ce în ce mai auzită în România. Este regretabil că acest Consiliu Consultativ al ANRE nu este organizat aşa cum trebuie, pentru a dezbate reglementări importante ale sectorului energetic înainte ca ele să fie adoptate şi impuse consumatorilor”, a declarat ministrul delegat pentru Energie.

Ministrul delegat pentru Energie a decis să aibă întâlniri lunare cu reprezentanţii asociaţiilor micilor consumatori de energie electrică şi gaze naturale.

Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a acordat, pe 10 iulie, autorizație de înființare pentru un al treilea grup energetic al centralei electrice de cogenerare pe bază de biogaz din deșeuri organice de la Chiajna, aparținând companiei Iridex Group Import Export SRL.

Iridex Group Import Export SRL aparține lui Corneliu Pascu, fost senator al Partidului Conservator, ales pe liste comune cu PSD în legislaturile 2000-2004 și 2004-2008. În clădirea Iridex de pe șoseaua București-Ploiești au avut sediul, de-a lungul timpului, mai multe firme și publicații din trustul Intact al președintelui de onoare al Partidului Conservator, Dan Voiculescu.

Centrala electrică de cogenerare pe bază de biogaz din deșeuri organice de la Chiajna a fost pusă în funcțiune în anul 2011, are o putere instalată de 2,4 MW și este acreditată pentru sistemul de promovare a energiei regenerabile prin certificate verzi. Centrala ar putea fi extinsă până la 5 grupuri, cu o putere electrică totală de până la 6 MW și o putere termică de până la 4 MW.

Cel de-al treilea grup al centralei va avea o putere electrică de 1,2 MW și una termică de 1,25 MW.

Centrala este amplasată în vecinătatea rampei ecologice de deșeuri Chiajna, construită și administrată de Iridex Group, și a fost realizată în colaborare cu firma germană Haase Energietechnik GmbH.

Iridex Group estimează că centrala va funcționa la putere maximă în jurul datei de închidere a depozitului de deșeuri (2019), urmând ca aceasta să se reducă treptat până la circa 2,4 MW energie electrică la 10 ani după această dată (2029).

Și Dan Voiculescu vrea să intre în business-ul producției de energie din surse regenerabile, ANRE aprobând, în ianuarie anul acesta, cererea companiei GRIVCO de eliberare a unei autorizații de înființare pentru proiectul unei centrale electrice fotovoltaice cu o capacitate instalată de 2,5 MW, amplasată în extravilanul localității Limanu din județul Constanța.

Dan Voiculescu nu este la prima încercare de pătrundere în industria energiei regenerabile. În 2007, GRIVCO intenționa să construiască un parc eolian în comuna Valu lui Traian, tot din județul Constanța, investiție estimată atunci la 25 milioane euro.

GRIVCO este autorizată și ca trader de energie pe platformele centralizate ale OPCOM. Firma GRIVCO Energy, din grupul omonim, a intermediat, de-a lungul timpului, vânzări de energie de la producători controlați de stat precum Nuclearelectrica sau termocentralele Craiova, Rovinari și Turceni către clienți majori tot de stat, cum ar fi Electrica și subsidiarele sale, precum și Termoelectrica sau Metrorex.

Situaţia actualizată în luna iunie 2014 a capacităților de producere a energiei regenerabile arată că în România există în sistem un total de 4.458 MW şi încă 404 MW în lucru (în 10 iunie). Detaliat, pe eoliene sunt 2616 MW şi în lucru încă 108 MW, pe fotovoltaice 1.208 MW şi în lucru 290 MW, pe biomasă / biogaz / gaz de fermentare a deşeurilor sunt 99 MW şi doar 1 MW în pregătire iar pe hidro (capacităţi de mazim 10 MW) sunt 535 MW şi în pregătire capacităţi de 5 MW, a anunţat Emil Calotă (foto), vicepreședintele ANRE la evenimentul de lansare a Asociației Române pentru Biomasă și Biogaz (ARBIO).

Pe baza dosarelor de autorizare de înființare depuse la ANRE,  până la finele anului vor mai intra în funcțiune noi capacități energetice de 1.393 de MW de energie regenerabilă iar în 2015 încă 1.104 MW, estimativ. Asta înseamnă că aproximativ încă 2.500 MW de capacităţi regenerabile ar putea intra în sistem până la finele anului 2015. Să vedem şi aici cum e situaţia defalcat, pe eoliene, bimasă etc

Astfel, conform dosarelor, în acest an am mai putea avea în plus 792 MW de eoliene, 540 MW de parcuri cu panouri solare, 38 MW de centrale pe biomasă / biogaz / gaz de fermentare a deşeurilor, hidro (capacităţi de mazim 10 MW) încă 23 MW.

Pentru anul viitor, încă 848 MW de eoliene, 229 MW de parcuri cu panouri solare, 10 MW de centrale pe biomasă / biogaz / gaz de fermentare a deşeurilor, hidro (capacităţi de mazim 10 MW) încă 17 MW.

Vicepreşedintele ANRE citat a precizat că anul trecut, gradul de îndeplinire a cotei obligatorii de achiziţii certificate verzi a fost realizat aproape complet (mai precis, 99,5%).

Pentru o imagine de ansamblu a pomenilor de care a beneficiat această industrie în ultimii ani... în dauna altor industrii şi consumatori şi cum au crescut aceste pomeni, îl mai cităm odată pe vicepreședintele ANRE.  “Bugetul schemei de sprijin în anul 2013 a fost 375 de milioane de euro, de la 300 de milioane de euro în 2012 și 100 de milioane de euro în 2011”.

Compania de stat Electrica a încasat suplimentar de la clienţi aproximativ 50 de milioane de lei ca urmare a faptului că a facturat de două ori costul cu certificatele verzi şi se aşteaptă ca ANRE să scadă, începând cu 1 iulie, tarifele de furnizare, pentru ca toţi consumatorii să fie despăgubiţi.

Costul cu certificatele verzi se facturează, din septembrie 2012, separat pe facturile la electricitate. Certificatele verzi reprezintă o formă de ajutor de stat pentru producătorii de energie din surse regenerabile.

Certificatele verzi sunt acordate producătorilor de energie verde, care apoi le vând furnizorilor, pe care Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) îi obligă să le cumpere. Furnizorii de energie transferă apoi costul cu certificatele verzi către clienţii lor, care în final sunt cei care plătesc ajutorul de stat acordat de Guvern energiei verzi.

Chiar dacă din septembrie 2012 costurile furnizorilor cu certificatele verzi trebuia menţionate separat pe facturi, ANRE nu a redus corespunzator tariful reglementat de furnizare a electricităţii. Tariful reglementat de furnizare a energiei trebuia redus tocmai pentru a nu apărea situaţia de facturare dublă, scrie Mediafax.

Din acest motiv, furnizorii de energie au continuat să factureze costul cu certificatele verzi de două ori, odată prin includerea acestor costuri în tariful reglementat de ANRE şi a doua oară prin facturarea separată a costului cu certificatele verzi, pentru perioada septembrie 2012- iulie 2013.

Se așteaptă la despăgubirea clienților dublu taxați

Ca urmare a dublei facturări a acestor costuri, Electrica a încasat cu aproximativ 50 milioane de lei mai mult de la clienţii săi decât trebuia.

"ANRE a decis ca aceste venituri suplimentare sa fie returnate consumatorilor prin reducerea tarifelor de furnizare, de-a lungul timpului. Conducerea (Electrica - n.r.) consideră că suma suplimentară încasată şi respectiv, expunerea totală, este de aproximativ 50 milioane lei", se arată în prospectul ofertei publice iniţiale pentru listare la bursă al Electrica.

În iulie 2013, conform tarifelor aprobate de ANRE, preţul fără valoarea certificatelor verzi la care Electrica furnizează energie către consumatorii casnici pe piaţa reglementată a scăzut cu 1,3%.

"Conducerea (Electrica - n.r.) consideră că această reducere a tarifelor la nivel de industrie în perioada reglementată iulie 2013- iulie 2014 a determinat economii la nivelul consumatorilor Electrica Furnizare de aproximativ 20 milioane de lei", potrivit prospectului.

"Electrica Furnizare se aşteaptă la reduceri ale tarifelor de furnizare aferente perioadei de reglementare care va începe în iulie 2014, cu scopul de a despăgubi consumatorii pentru costurile suplimentare suportate", se mai spune în prospect.

ANRE dă din colț în colț

Electrica a furnizat anul trecut 9,7 TWh de electricitate, echivalentul a 22,1% din energia furnizată în Romania. Compania de stat are 3,56 milioane de consumatori finali. Electrica a înregistrat în primul trimestru un profit net consolidat, excluzând participaţiile minoritare, de 60 milioane lei (13,4 milioane euro), uşor sub cel din aceeaşi perioadă din 2013, iar pe tot anul 2013 a obţinut un câştig de 243,4 milioane lei (55 milioane euro), cu 32% sub cel din 2012.

ANRE arăta, marţi, că toţi furnizorii de electricitate au interpretat eronat legislaţia privind aplicarea tarifelor, astfel că ANRE a decis regularizarea preţurilor, prin reducerea tarifelor de furnizare a energiei cu 1,3%.

"În urma acţiunilor de control, pe care le desfăşoara conform programelor de control aprobate, ANRE a constatat interpretarea eronată a unor prevederi privind aplicarea preţurilor şi tarifelor, şi, în baza competenţelor sale de reglementare şi calculelor efectuate în conformitate cu prevederile metodologiei de stabilire a preţurilor şi tarifelor la consumatorii finali care nu uzează de dreptul de eligibilitate, aprobată prin ordinul ANRE 30/2012, a luat măsura regularizării, prin reducerea tarifelor la furnizarea reglementată a energiei electrice pentru perioada 26 iulie-31 decembrie 2012, prin micşorarea preţului pe MWh la consumatorii finali cu 1,3 %, făcând, astfel, posibilă recuperarea sumelor facturate suplimentar", potrivit unui comunicat al Autorităţii.

Săptămâna trecută, însă, ANRE susținea că tarifele pe care le-a aprobat pentru compania Enel respectă principiile prevăzute de legislaţie, sunt tehnic şi legal argumentate, profesionist întocmite şi nu favorizează niciun operator, potrivit instituţiei. Tot atunci, ANRE afirma că, anul trecut, Direcţia Generală Control a instituţiei a efectuat 1.267 de controale, inclusiv la ENEL, în urma cărora au fost întocmite 386 procese verbale de constatare şi sancţionare a contravenţiilor, fiind aplicate amenzi în cuantum total de 7,42 milioane de lei.

Scandal de corupție

Vicepreședintele Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), Claudiu Sorin Dumbrăveanu, alături de Florin Gugu, director în cadrul ENEL, și de Gheorghe Ciubotaru, asociat la firma Electroalfa International, au fost reținuți joia trecută de DNA pentru 24 de ore, fiind acuzați de infracțiuni de corupție.

"Concret, în prima jumătate a anului 2013, inculpatul Dumbrăveanu Claudiu Sorin, având o funcție de decizie în cadrul ANRE, i-a pus în vedere inculpatului Gugu Florin, director ENEL, că, în urma descoperirii unei duble taxări a certificatelor verzi către consumatori în anul 2012, ENEL Distribuție Muntenia este pasibilă de sancțiuni constând în reducerea tarifelor de furnizare a energiei electrice cu 6%. Cu această ocazie, Dumbrăveanu Claudiu Sorin a condiționat micșorarea procentului de reducere a tarifelor la 1,3 % (în loc de 6%, reprezentând o economie pentru ENEL de 2,5 milioane euro) de atragerea firmei SC ElectroAlfa International SRL în implementarea proiectului Smart Meter, ori de încheierea, de către ENEL, a unor contracte de lucrări sau de achiziție echipamente cu această societate. (...) Din probele administrate a reieșit că Dumbrăveanu Claudiu Sorin a contribuit în mod esențial la reducerea sancțiunii de la 6% la 1,3%, precum și a perioadei de aplicare a acesteia, respectiv doar până la finele anului 2013", se arăta într-un comunicat al DNA.

Foloasele necuvenite constau în atribuirea a două contracte de execuţie lucrări în valoare totală de 407.199 lei, în schimbul îndeplinirii, de către , a unor acte contrare îndatoririlor sale de serviciu, respectiv efectuarea la 21 iunie 2013, 2 şi 3 octombrie 2013, a unor intervenţii, în virtutea funcţiei, pentru avantajarea intereselor Enel, şi anume micşorarea procentului de reducere a tarifelor de la -6% la -1,3%, majorarea unui spor de eficienţă de la 25% la 50% şi informarea Enel despre faptul că un control nu avea la bază o reclamaţie, ci era în programul anual de control.

Tribunalul Bucureşti a respins, sâmbătă, propunerea de arestare preventivă înaintată de procurorii DNA pentru Dumbrăveanu, Florin Gugu şi Gheorghe Ciubotaru.

ENEL spune fix nimic

În replică, ENEL a transmis, joi, 12 iunie, printr-un comunicat, doar că "așa cum a clarificat și ANRE pe 10 iunie 2014, la data de 26 iulie 2012 a intrat în vigoare Legea 134, care a stabilit ca valoarea certificatelor verzi să fie facturată separat de tarifele pentru energia electrică (art.8). Anterior acestei date, valoarea certificatelor era cuprinsă în suma finală facturată, deci era plătită de clienți, dar fără a fi evidențiată ca atare, ca linie separată pe factură".

Începand din 26 iulie 2012 și până la sfarsitul anului 2012, Enel, precum și toți ceilalți furnizori de energie electrică, de stat sau privați, s-a conformat cu aplicarea legii 134, în timp ce tariful a rămas neschimbat, precizează ENEL.

"Considerăm important să subliniem faptul că tariful pentru consumatorul final este stabilit în piață pentru toți furnizorii de către ANRE și se aplică pentru toți clienții de pe piața reglementată, neputând fi schimbat arbitrar de niciun furnizor. Eventualele schimbări în tarifele facturate către clienți pe piața reglementată vor fi implementate, ca și până acum, în conformitate cu legislația și reglementările în vigoare pentru piața de energie electrică, ca urmare a deciziilor ANRE", se mai spune în comunicatul ENEL.

Vicepreședintele Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), Claudiu Sorin Dumbrăveanu, alături de Florin Gugu, director în cadrul ENEL, și de Gheorghe Ciubotaru, asociat la firma Electroalfa International, au fost reținuți de DNA pentru 24 de ore, fiind acuzați de infracțiuni de corupție.

Potrivit procurorilor, în cursul anului 2013, Claudiu Dumbrăveanu, vicepreședinte ANRE și membru al Comitetului de reglementare, a pretins și a obținut, de la suspectul Gugu Florin, director ENEL, în baza unei înțelegeri anterioare, foloase necuvenite pentru societatea Electroalfa International, al cărei asociat este suspectul Ciubotaru Gheorghe, prieten cu Dumbrăveanu. Foloasele necuvenite constau în atribuirea a două contracte de execuție lucrări în valoare totală de 407.199,10 lei, în schimbul îndeplinirii, de către Dumbrăveanu Claudiu Sorin, a unor acte contrare îndatoririlor sale de serviciu, respectiv efectuarea la 21 iunie 2013, 2 și 3 octombrie 2013, a unor intervenții, în virtutea funcției, pentru avantajarea intereselor ENEL.

Respectivele intervenții au vizat micșorarea procentului de reducere a tarifelor de la -6% la -1,3%, majorarea unui spor de eficiență de la 25% la 50% și informarea ENEL despre faptul că un control nu avea la bază o reclamație, ci era în programul anual de control.

"Concret, în prima jumătate a anului 2013, inculpatul Dumbrăveanu Claudiu Sorin, având o funcție de decizie în cadrul ANRE, i-a pus în vedere inculpatului Gugu Florin, director ENEL, că, în urma descoperirii unei duble taxări a certificatelor verzi către consumatori în anul 2012, ENEL Distribuție Muntenia este pasibilă de sancțiuni constând în reducerea tarifelor de furnizare a energiei electrice cu 6%. Cu această ocazie, Dumbrăveanu Claudiu Sorin a condiționat micșorarea procentului de reducere a tarifelor la 1,3 % (în loc de 6%, reprezentând o economie pentru ENEL de 2,5 milioane euro) de atragerea firmei SC ElectroAlfa International SRL în implementarea proiectului Smart Meter, ori de încheierea, de către ENEL, a unor contracte de lucrări sau de achiziție echipamente cu această societate", se arată într-un comunicat al DNA.

Prețuri peste piață, suportate în cele din urmă de consumatori

ENEL Distribuție Muntenia este furnizor de energie electrică pentru consumatorii din București, Giurgiu și județul Ilfov.

În cursul lunii mai 2013, ENEL inițiase procedurile interne pentru stabilirea cerințelor de participare a ofertanților la atribuirea contractului „Antrepriza lucrărilor în rețelele de medie tensiune aparținând filialelor Banat și Dobrogea ale ENEL”, printre ofertanți regăsindu-se Electroalfa International SRL, conform declarației privind participanții din 5.08.2013.

În acest context, Gugu Florin a promis că va ține cont de solicitarea lui Dumbrăveanu Claudiu Sorin, sens în care a avut întâlniri cu reprezentanții SC ElectroAlfa International SRL, cu care a stabilit atribuirea în viitorul apropiat a unor contracte, deși aceștia practicau prețuri peste cele ale pieței în domeniu.

"Din probele administrate a reieșit că Dumbrăveanu Claudiu Sorin a contribuit în mod esențial la reducerea sancțiunii de la 6% la 1,3%, precum și a perioadei de aplicare a acesteia, respectiv doar până la finele anului 2013", arată DNA.

Aceste aspecte au fost stabilite în cadrul ședinței din 21.06.2013 a Comitetului de Reglementare al ANRE, în care Dumbrăveanu Claudiu Sorin avea calitatea de membru, cu drept de vot.

Ulterior, Dumbrăveanu Claudiu Sorin a continuat să acorde sprijin către ENEL, în varii modalități, în baza înțelegerii anterioare privitoare la atribuirea unor contracte către firma Electroalfa Intenational, precizează procurorii.

Mașină de obținut lucrări, ulterior subcontractate

"Astfel, spre exemplu, la 2.10.2013, Dumbrăveanu Claudiu Sorin l-a contactat pe Gugu Florin, căruia i-a comunicat că a intervenit pentru majorarea unui spor de eficiență în beneficiul ENEL de la 25% la 50% de joasă tensiune. De asemenea, la 3.10.2013, Dumbrăveanu Claudiu Sorin a informat pe Gugu Florin, prin intermediar, despre faptul că un control aflat în curs de derulare la ENEL face parte din programul anual, precum și că nu are nicio reclamație la bază, informarea fiind făcută în urma temerilor exprimate de Gugu Florin cu privire la scopul controlului", se mai spune în comunicat.

Potrivit înțelegerii dintre Dumbrăveanu Claudiu Sorin și Gugu Florin, între ENEL Distribuție Dobrogea și asocierea compusă din Electroalfa International și alte două firme au fost încheiate, la 8.11.2013, Acordurile Cadru de Execuție a două lucrări, iar la 10.01.2014, între ENEL Distribuție Dobrogea și SC Electroalfa International SRL au fost încheiate două contracte subsecvente pentru execuția de lucrări.

Un contract are ca obiect modernizarea unor linii de tensiune din județul Călărași, fiind în valoare de 277.600,66 lei. Lucrarea a fost subcontractată în proporție de 30% de Electroalfa unei alte firme, însă din obiectul contractului rezultă că lucrarea a fost subcontractată integral. Al doilea contract are ca obiect modernizarea unor instalații electrice din municipiul Călărași, fiind în valoare de 129.598,44 lei. Lucrarea a fost subcontractată în proporție de 30% de Electroalfa, dar din obiectul contractului rezultă că lucrarea a fost subcontractată integral.

Ca urmare, pe site-ul SEAP a apărut anunțul de atribuire nr. 142739/13.12.2013, pentru „Antrepriza lucrărilor în rețelele de medie tensiune aparținând filialelor Banat și Dobrogea ale ENEL”, printre firmele câștigătoare regăsindu-se și SC Electro-Alfa International SRL, asociat la această firmă fiind inculpatul Ciubotaru Gheorghe, persoană aflată în relații de prietenie cu vicepreședintele ANRE, Dumbrăveanu Claudiu.

"Celor trei inculpați Dumbrăveanu Claudiu Sorin, Ciubotaru Gheorghe și Gugu Florin li s-au adus la cunoștință calitatea procesuală și acuzațiile, în conformitate cu prevederile art. 309 Cod de procedură penală.Cei trei inculpați Dumbrăveanu Claudiu Sorin, Ciubotaru Gheorghe și Gugu Florin urmează a fi prezentați cu propunere de arestare preventivă pentru 30 de zile la Tribunalul București", conchide DNA.

Taxa de stâlp se va regăsi în facturile la electricitate ale consumatorilor casnici, care ar putea astfel să crească cu 1-2%, a declarat, vineri, preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), Niculae Havrileţ, la conferinţa "MEDIAFAX Talks about Energy".

El confirmă astfel informațiile publicate anterior de către Energy Report, potrivit cărora prețurile pentru energia electrică vândută pe bază de contracte reglementate vor putea fi ajustate în situația în care, în cursul anului, devin scadente taxe și impozite noi, care nu au fost luate în considerare la stabilirea prețurilor în vigoare.

"Legislaţia spune că orice cost se regăseşte preţul final", a afirmat Havrileţ. El a adăugat că încă nu poate fi estimat exact impactul în facturi al acestei taxe, pentru că nicio companie nu a transmis ANRE cereri de recunoaştere în tarife a taxei.

Totuşi, recunoaşterea în facturi va fi făcută ori la 1 iulie, ori la 1 ianuarie 2015 şi va afecta doar preţul reglementat al energiei, a precizat Havrileţ.

Orice taxă nouă va fi inclusă în tarife

Consumatorii casnici de curent electric și toți beneficiarii de tarife reglementate la energie vor plăti mai mult pentru electricitatea consumată, urmând să suporte pe facturi costurile suplimentare generate pentru producătorii de energie de introducerea impozitului pe construcțiile speciale, așa-numita "taxă de stâlp" și, pe viitor, de orice taxe și impozite noi impuse de stat, care generează astfel de costuri suplimentare, scria Energy Report încă din 21 mai.

Potrivit unui proiect de ordin elaborat de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), prețurile pentru energia electrică vândută pe bază de acte reglementate vor putea fi ajustate în situația în care, în cursul anului, devin scadente taxe și impozite noi, care nu au fost luate în considerare la stabilirea prețurilor în vigoare.

Proiectul modifică și completează Metodologia de stabilire a prețurilor pentru energia electrică vândută de producători pe bază de contracte reglementate și a cantităților de energie electrică din contractele reglementate încheiate de producători cu furnizorii de ultimă instanță, aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 83/2013.

Astfel, în rândul costurilor suplimentare înregistrate în anul anterior care pot fi luate în considerare de către ANRE la stabilirea prețurilor reglementate pentru anul în curs au fost incluse și cele legate de nerecunoașterea integrală la stabilirea, respectiv ajustarea prețurilor reglementate pentru anul anterior, a sumelor datorate pentru anul respectiv, corespunzătoare taxelor și impozitelor instituite prin acte normative.

În plus, prețurile medii reglementate pentru energia electrică pot fi ajustate, din inițiativa ANRE sau la solicitarea producătorilor participanți la contractele reglementate, la începutul semestrului II al fiecărui an contractual, în cazul în care ȋn cursul semestrului I al aceluiași an ajung la scadență sau au fost plătite, total sau parțial, taxe și impozite noi, care nu au fost luate ȋn considerare la stabilirea prețurilor ȋn vigoare.

"Nesustenabilă şi împovărătoare"

La aceeași conferință, avocatul Remus Borza, şeful firmei Euro Insol, care administrează Hidroelectrica în perioada insolvenţei, a declarat că producătorii de energie nu vor putea suporta taxa de stâlp, care este "nesustenabilă şi împovărătoare".

"Taxa de stâlp nu este sustenabilă şi este împovărătoare, erodează profitabilitatea Hidroelectrica. Performanţa financiară din 2013 nu se poate repeta în 2014. Taxa de stâlp este aberantă din perspectiva incidenţei asupra unor construcţii, de exemplu tunele săpate în inima muntelui sau a unor utilaje instalate pe fundul lacurilor de acumulare. (...) Şi taxa pe apa uzinată este apocaliptică, parcă ar fi sfinţită din râul Iordan", a spus Borza.

La rândul său, avocatul Gabriel Biriş declara, zilele trecute, că taxa de stâlp este cel mai antieconomic şi antinaţional impozit din ultimii zece ani, iar nicio ţară "sănătoasă la cap" nu trebuie să permită impozitarea investiţiilor, măsura care descurajează şi alungă investitorii. În opinia sa, cele mai afectate domenii de această taxă sunt energia, agricultura şi logistica, iar parcurile industriale sunt victime colaterale.

Și Nuclearelectrica devine victimă

Măsura privind introducerea impozitului pe construcţii speciale trebuia mai bine pregătită şi discutată cu mediul de afaceri, întrucât sunt speţe pe care iniţiatorii nu le-au avut in vedere, Guvernul căutând soluţii pentru a aduce modificări, a declarat, recent, Dragoş Andrei, consilier de stat al premierului Ponta.

"În câteva zile urmează să producă efecte taxa pe construcţii speciale, este o măsură care ar fi trebuit mai bine pregătită, discutată mult mai în detaliu cu reprezentanţii mediului de afaceri pentru că apar în fiecare zi speţe noi pe care iniţiatorii la acel moment nu le-au avut în vedere. Vă dau un exemplu, poate nu este cel mai relevant, dar dacă se aplică această taxă reactoarelor de la Cernavodă, s-a terminat! Nuclearelectrica va avea o foarte mare problemă pentru că nu s-au luat în calcul toate aceste aspecte", a afirmat marţi Andrei.

Nuclearelectrica a obținut în primul trimestru al acestui an un profit net de 102 milioane de lei, cu 30% mai redus decât cel înregistrat în perioada similară a anului trecut, motivul principal al scăderii fiind acela că, pentru perioada de 3 luni încheiată la 31 martie 2014, a fost preliminată o cheltuială cu impozitul pe construcții speciale în cuantum de 22 milioane lei. În textul raportului Nuclearelectrica pe T1 se precizează că reducerea profitului net a fost cauzată de "scăderea veniturilor din exploatare, din cauza scăderii prețurilor de vânzare a energiei electrice, a creșterii cheltuielilor cu plate impozitelor și taxelor și a creșterii cheltuielilor cu amortizarea mijloacelor fixe."

Bani pentru reducerea CAS în an electoral

Impozitul pe proprietate pentru construcţiile speciale, de 1,5% din valoarea construcţiei, a fost introdus la începutul acestui an, iar normele metodologice care clarifică modul de achitare a taxei au fost aprobate marţi, prima plată fiind efectuată până luni, 26 mai, iar a doua până la 25 septembrie.

Ministerul Finanţelor a înregistrat, luni, din declaraţiile companilor care trebuie să plăteasca taxa pe constucţii speciale, suma de un miliard de lei, mai mult decât dublu faţă de estimările înscrise în bugetul pe acest an, a declarat, marţi, secretarul de stat în MFP, Dan Manolescu.
El a afirmat că Guvernul a convenit cu FMI să treacă în buget o sumă mai mică din taxa pe construcţiile speciale, însă estimările de încasări erau mai mari.

La sfârşitul lunii aprilie, premierul Victor Ponta arăta că Guvernul va obţine din impozitarea construcţiilor speciale un surplus de venituri, cu mult peste ţinta stabilită în mod precaut de Fondul Monetar Internaţional, care reprezintă unul dintre principalele argumente pentru a reduce contribuţiile de asigurări sociale.

Şi ministrul Finanţelor, Ioana Petrescu, preciza că numai dintr-un subgrup de companii impozitate se obţin mai mult de 1 miliard lei, faţă de prognoza iniţială de venituri astfel atrase, de doar 488 milioane lei, stabilită, potrivit premierului, la solicitarea FMI.

La rândul său, ministrul delegat pentru Buget, Liviu Voinea, arăta că numai din ceea ce se află în bilanţul companiilor şi nu era impozitat rezultă venituri de 1,8 miliarde lei.

 De la 1 aprilie, preţul gazelor naturale pentru consumatorii casnici se va mări cu 2%, a anunţat Niculae Havrileţ, preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE). La vecinii noştri de la sud de Dunăre se întâmplă pe dos. Tot de la 1 aprilie, în Bulgaria gazele se vor ieftini cu circa 5%, a declarat Boyan Boev, preşedintele autorităţii de reglementare din Bulgaria, citat de Darik news.

Compania de stat Bulgargaz va practica un preţ redus la 601,25 leva /1.000 metri cubi, adică circa 423,17 dolari, în loc de 630 leva cât este în prezent. Aceste preţuri nu includ accizele şi TVA-ul. Nu e încă destul de clar cu cât vor influenţa aceste ieftiniri preţurile la apa caldă sau alte utilităţi.

Revenind la România, şi rămânând la micii consumatori, tot de la 1 aprilie, pentru consumatorii industriali din piaţa reglementată, preţurile vor creşte cu aproximativ 5%, a declarat preşedintele ANRE, citat de Agerpres. Pe plan local, circa 15% din consumatorii industriali sunt pe piaţa reglementată (consumatori mai mici, nu din marile industrii).

Această diferenţă dintre România şi Bulgaria nu trebuie să inducă însă în eroare. În linii mari, la noi se întâmplă de fapt cu o întârziere de cinci ani ceea ce s-a întâmplat mai înainte în Bulgaria: scumpirea gazelor. Pe de altă parte, la noi, ponderea taxelor în preţul gazelor pentru populaţie e de circa două ori mai mare decât în Bulgaria.

Nu trebuie să uităm nici că în România, menţinerea cvasiconstantă a gazelor pentru populaţie în ultimii ani s-a făcut pe spatele marilor consumatori industriali. Aşa s-a ajuns în România anilor de criză la o situaţie greu de găsit în Europa: un consumator care cumpără mult, en-gros (adică marele consumator industrial) să nu poată să negocieze un preţ mai bun la gaze decât un consumator care cumpără puţin, contrar oricăror principii de piaţă liberă. Dar într-o piaţă reglementată ca a noastră, a vorbi de piaţă liberă…

Romgaz a înregistrat anul trecut un profit de 1,12 miliarde de lei, în scădere cu 16,8% față de 2012, în condițiile unei cifre de afaceri de 3,83 miliarde de lei, mai mare cu 1,5% decât cea înregistrată în anul precedent.

Motivul invocat de Romgaz pentru scăderea profitului pe 2013 a fost diminuarea cantităților de gaze interne și din import livrate, care a compensat efectul majorării prețului de livrare a gazelor cu 15%.

Potrivit Romgaz, reducerea cantităților de gaze livrate din import a fost cauzată atât de de scăderea cererii de consum pe piața de gaze naturale, cât și prevederilor Ordinului ANRE nr.24/2013 pentru aprobarea Metodologiei de alocare a cantităților de gaze naturale rezultate din activitatea de producție necesare acoperirii consumului pe piața reglementată, conform căruia producătorii de gaze naturale nu mai au obligația să livreze gaze în amestec intern cu import.

Veniturile din vânzarea de servicii au crescut în anul 2013 cu 331,0 milioane lei, ca urmare a veniturilor suplimentare din activitatea de înmagazinare (majorare cu 41,5%, în principal ca rezultat al majorării tarifelor reglementate pentru aceasta activitate conf. Ordin ANRE nr. 26/2013), cât și a veniturilor de de 237,4 milioane lei, obținute din producerea de energie electrică și serviciile prestate în sector, pe care Romgaz le înregistrează odată cu preluarea CTE Iernut. La data de 1 februarie 2013, Romgaz a preluat CTE Iernut de la Electrocentrale Bucuresti. CTE Iernut are o capacitate instalată de 800 MW. În 2013, CTE Iernut a produs 932,7 Gwh si a emis în sistem 865,4 GWh.

Un alt element pozitiv a fost reprezentat de costurile mărfurilor vândute, care au scăzut cu 51,4%, de la 904,6 milioane lei în anul 2012, la 439,2 milioane lei, ca urmare a diminuării vânzărilor de gaze naturale achiziționate din import.

Finanțarea deficitului bugetar costă

Un element negativ a fost înregistrat în ceea ce privește veniturile de investiții, care au scăzut cu 16,9%, la 123,3 milioane lei, comparativ cu 148,3 milioane lei în anul 2012, ca rezultat al diminuării, atât a cotelor procentuale de dobânzi aferente disponibilului de numerar plasat în depozite bancare, cât și a dobânzilor încasate pentru titlurile de stat deținute de Romgaz, susține compania.

Mai exact, așa cum remarca Energy Report în noiembrie, Romgaz deținea în portofoliu titluri de stat în valoare de 2,3 miliarde de lei ( peste jumătate de miliard de euro sau 1/6 din valoarea de piață a companiei), potrivit raportului pe primele nouă luni trimis la BVB. Din acestea, aproape 1,76 de miliarde reprezentau titlurile de stat cu scadență mai mică de 3 luni. Interesant că scadența maximă a titlurilor de stat deținute de Romgaz este de un an, ceea ce face ca numai puțin de 28% din totalul deficitului de 8,1 miliarde de lei înregistrat de bugetul general consolidat la 9 luni să fie finanțat de Romgaz.

Folosirea Romgaz pentru “administrarea adecvată a serviciului datoriei publice” pe termen scurt este evidentă dacă analizăm evoluția titlurilor de stat cu maturitate mai mică de 3 luni. Dacă la finalul lui 2012, Romgaz deținea în bănci depozite pe termen scurt în valoare de 1,288 miliarde de lei și titluri de stat cu maturitate mai mică de trei luni în valoare de 281 de milioane de lei, la 31 septembrie, Romgaz mai deținea doar 2,1 milioane de lei în bănci și 1,75 miliarde de lei în titluri cu scadență mai mică de trei luni. În plus, mai avea plasați 451 de milioane de lei în certificate de trezorerie cu scadență cuprinsă între 3 luni și un an.

Producție stabilizată

Romgaz a produs anul trecut 5,65 miliarde metri cubi de gaze naturale, în scădere cu 0,2% faţă de 2012, când cantitatea a fost de 5,663 miliarde metri cubi. Fonform ANRE, la 30 septembrie 2013, Romgaz avea o cotă de piață de 50,5% din vânzările de gaze provenite din producția internă.

"Producţia de gaze naturale a fost stabilizată, producţia medie zilnică înregistrată fiind marginal mai mare decât cea din 2012, iar pentru perioada 2011-2013 declinul anual de producţie a fost zero, ca urmare a derulării proiectelor de reparaţii sonde şi foraj. Rata de înlocuire a rezervelor dovedite de gaze naturale a fost de 70%, în principal ca urmare a sondelor de explorare şi evaluare şi a studiilor de zăcământ realizate", se menţionează în raport.

Compania operează în România 3.255 de sonde de producţie a gazelor, care exploatează 148 de zăcăminte comerciale. Romgaz deţine şi 35 de sonde de explorare în 9 perimetre.

De asemenea, compania este cel mai mare operator de depozite subterane de înmagazinare a gazelor, având o cotă de peste 90% din această piaţă. Romgaz operează saşe depozite de înmagazinare, în care poate stoca 2,76 miliarde metri cubi de gaze, aproape jumătate din producţia anuală a companiei.

Cheltuielile cu salarii, în ascensiune

Cheltuielile cu salariile, taxele și contribuțiile sociale aferente salariaților au crescut la 553,0 milioane lei, comparativ cu 503,0 milioane lei în anul 2012, în principal, ca rezultat al creșterii numărului de salariați în urma preluării CTE Iernut.

Investiții în creștere cu 53,4%

Cheltuielile cu investițiile s-au situat la 848.247 mii lei, față de 519.053 mii lei din anul anterior, înregistrându-se o creștere de 63,4%. Cheltuielile pentru activitățile de explorare geologică au fost mai mari față de anul anterior cu 133%. Cheltuielile de investiții privind retehnologizarea și modernizarea echipamentelor au fost mai mari cu 63,2% față de anul anterior. În anul 2013 au fost puse în funcțiune obiective de investiții în valoare totală de 242.835 mii lei.

Noile taxe au afectat rezultatele Romgaz

Cheltuielile Romgaz au crescut cu alte 200 de milioane de lei și ca urmare a înregistrării costurilor de transport gaze consumate de CTE Iernut, a creșterii costurilor cu redevența pentru gaze naturale (extracția de gaze din câmpuri cu producție mai mare comparativ cu anul trecut), cât și din cauza introducerii începând cu data de 1 februarie 2013 a impozitului suplimentar asupra veniturilor suplimentare obținute ca urmare a dereglementării prețurilor din sectorul gazelor naturale.

Piața energiei din România ar putea înregistra o nouă premieră săptămâna viitoare. Pentru prima dată, o companie autohtonă producătoare, OMV Petrom Gas, nu mai apelează la metoda negocierii directe cu furnizori sau consumatori pentru vânzarea producției, ci optează pentru organizarea unei licitații pe bursă.

Astfel, OMV Petrom Gas, divizia de gaze a Petrom, intenționează, potrivit OPCOM, să vândă pe bursă 106.000 MW, în două contracte, la prețul de 82,5 lei pe MWh, preț cu 22,3% mai mic decât cel reglementat de ANRE, de 106,23 lei/MW, pentru SC Petrom Distribuție, în cazul gazului furnizat consumatorilor finali conectați în sistemul de distribuție, cu un consum anual între 11.627 MW și 116.277 MW.

Avem de-a face cu două contracte forward pentru gaze naturale, din producția internă (Ro), livrate în bandă pe perioadă de o lună calendaristică, luna martie în acest caz. Potrivit anunțului publicat de Petrom pe OPCOM, cantitatea oferită este formată în proporție de 50% din gaze din producția internă curentă şi 50% gaze din producție internă extrase din depozite.

Constituirea de garanții de 1% din valoarea ofertei, condiție de participare la licitație

Licitația este programată pentru ziua de 21 februarie, iar perioada de livrare a gazelor este 1 martie - 31 martie 2014. În vederea înscrierii Ia licitație participanții trebuie sa constituie garanții financiare în cuantum de 1% din valoarea ofertei publicate pentru respectivul instrument, cu valabilitate 28 februarie 2014, și să facă dovada constituirii garanțiilor (copie garanții) până cel mai târziu joi, 20 februarie 2014, ora 16:30.

De asemenea, în vederea acordării dreptului de intrare în licitație, originalul scrisorii de garanție trebuie transmis Ia OPCOM S.A. pana cel mai târziu vineri, 21 februarie 2014, ora 09:00.

Participanţii pot propune preţuri mai mici, egale sau mai mari

Oferta iniţiatoare publicată propune un preţ de deschidere. Participanţii care introduc în sistemul de tranzacţionare oferte de răspuns pot propune preţuri mai mici, egale sau mai mari decât cel propus de iniţiator, luând in considerare posibilitatea ca iniţiatorul să diminueze preţul propus iniţial în cazul unei oferte iniţiatoare de vânzare şi să crească preţul propus iniţial în cazul unei oferte iniţiatoare de cumpărare, dacă după prima sesiune de tranzacţionare a ofertei nu a fost atribuită întreaga cantitate disponibilă.

După încheierea sesiunii de licitaţie, OPCOM publică cantităţile tranzacţionate, preţul de adjudecare al ofertelor şi lista participanţilor care au participat la licitaţie cu oferte de răspuns

Potrivit anunțului, OMV Petrom Gas, "în cazul atribuirii în totalitate sau în parte a contractelor propuse prin ofertă, se obligă să încheie contractele bilaterale cu respectarea întocmai a formei și conținutului contractului standard avizat de ANRE și a rezultatelor notificate de către OPCOM”.

Pe piaţa centralizată de gaze naturale administrată de OPCOM sunt înscrişi doar trei participanţi: OMV Petrom Gas, MET România Energy Trade şi Amromco Energy. Înregistrarea pe această piață costă 400 de lei pe an, iar introducerea unei oferte de vânzare pe bursă – 821 de lei, bani încasați de OPCOM. Și cei de la Bursa Română de Mărfuri (BRM) susțin că sunt pregătiți pentru demararea tranzacțiilor cu gaze naturale pe platforma proprie. {jathumbnailoff}

Nuclearelectrica (SNN) a acţionat în instanţă Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) pentru că obligă compania să livreze energie populaţiei la un preţ fixat de instituţie, mai mic decât cel de pe piaţă.

Cererea de chemare în judecată a fost depusă de către Nuclearelectrica joi, la Curtea de Apel Bucureşti, se arată într-un comunicat al producătorului de energie.

ANRE a decis anul trecut că populaţia va fi alimentată în regim reglementat doar cu energie furnizată de Nuclearelectrica şi Hidroelectrica, fiind excluşi producătorii în termocentrale şi unităţi regenerabile.

Nuclearelectrica solicită instanţei să anuleze parţial decizia ANRE privind aprobarea cantităţii de energie vândute prin contracte reglementate, precum şi a preţului de livrare.

Totodată, compania cere ca ANRE să recunoască la calcularea preţului reglementat al energiei toate "elementele solicitate şi justificate de Nuclearelectrica şi care nu au fost luate în considerare de către ANRE", se mai arată în comunicat.

Potrivit Mediafax, care citează date transmise de ANRE, Hidroelectrica este obligată de ANRE să vândă în acest an energia către populalaţie la un preţul mediu de 115,2 lei/MWh, în timp ce Nuclearelectrica va trebui va trebui să livreze la 145,88 lei/MWh.

Nuclearelectrica a vândut marţi energie pe bursa de profil OPCOM pentru 171,28 lei pe MWh.

Preşedintele Consilului Concurenţei, Bogdan Chiriţoiu, a declarat vineri, pentru Mediafax, că instituţia pe care o conduce a început o investigaţie privind modul în care ANRE a impus Hidroelectrica să vândă energie populaţiei, după ce productorul de energie şi Fondul Proprietatea (FP) au reclamat că tarifele sunt sub costul de producţie.

Chiriţoiu a menţionat că Nuclearelectrica nu a depus la Consiliul Concurenţei o plângere similară.

Hidroelectrica şi Nuclearelectrica sunt controlate de stat, prin Departamentul pentru Energie. Cele două companii asigură, împreună, aproximativ 50% din necesarul de electricitate la nivel naţional.

Cei de la Hidroelectrica au atacat primii

Hidroelectrica a acţionat în instanţă Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), susţinând că reglementatorul a fixat un preţ sub costurile de producţie pentru electricitatea pe care o va livra producătorul hidro populaţiei în acest an.

Dosarul a fost înregistrat la Curtea de Apel București (CAB), secția a VII-a contencios administrativ și fiscal, pe data de 17 ianuarie 2014.

Potrivit Agerpres, care citează surse din industrie, ANRE a stabilit un preţ al energiei hidro de 115 lei pe MWh pentru acest an, mai mic decât anul trecut, când Hidroelectrica a livrat energie pentru populaţie la preţul de 125 de lei pe MWh.

De asemenea, şi cantitatea de energie preluată de la Hidroelectrica pentru coşul reglementat este mai mare în acest an, respectiv 5,3 TWh, faţă de 3,9 TWh anul trecut.

"În acest an, populaţia va primi doar energie de la Hidroelectrica şi Nuclearelectrica, adică de la cei mai ieftini producători. De la Hidroelectrica, ANRE a stabilit o cantitate de 5,3 TWh, la preţul de 115 lei pe MWh (faţă de 125 de lei anul trecut - n.r.), iar de la Nuclearelectrica o cantitate de 3,7 TWh, la preţul de 145 de lei pe MWh", au precizat sursele citate.

Au pierdut toate procesele de acest tip

Potrivit acestora, Hidroelectrica susţine că acest preţ fixat de ANRE este sub costurile de producţie, însă metodologiile prin care ANRE stabileşte tarifele reglementate precizează că doar costurile justificate sunt recunoscute în tarife.

Anul trecut, oficialii ANRE au afirmat că au acordat un preţ mai mare producătorului hidro, pentru ca acesta să-şi poată recupera anumite pierderi acumulate în anii precedenţi, ca urmare a secetei şi a majorării costurilor cu uzinarea apei.

"ANRE include doar anumite costuri în calculul privind tariful reglementat, nu costurile totale de producţie. Astfel că, deşi Hidroelectrica a acţionat în instanţă reglementatorul aproape în fiecare an, nu a câştigat până acum niciun proces de acest tip", au adăugat sursele.

"Hidroelectrica poate susţine că are un anumit cost de producţie, însă discuţiile privind costurile care intră în categoria celor justificate sunt complexe. De exemplu, sunt discuţii dacă intră aici şi componenta privind costurile financiare. ANRE poate spune că Hidroelectrica ar fi putut produce acea cantitate de energie şi cu costuri mai mici. Din acest motiv, Hidroelectrica nu a câştigat până acum niciun proces cu ANRE", au mai spus sursele menţionate.

În anii trecuți, costurile au fost umflate și de taxe

Anul trecut, Guvernul a decis să reducă cu 32% contribuţia specifică de gospodărire a resurselor de apă în cazul hidrocentralelor mari cu cădere brută de apă mai mare de 18 mca și cu 76% în cazul celor cu cădere brută mai mică sau egală cu 18 mca, eliminând cu totul taxa în cazul hidrocentralelor cu putere instalată mai mică de 4 MW. Scopul măsurii a fost menținerea rentabilității activității hidrocentralelor deținute de Hidroelectrica, precum și evitarea scumpirii electricității, scumpire care ar fi putut ajunge la 10% în cazul menținerii nivelului vechi al contribuțiilor.

În nota de fundamentare a HG respective, Guvernul arăta că, dacă ar fi menținut nivelul vechi al contribuției specifice de gospodărire a resurselor de apă, influența creșterii prețului apei uzinate ar fi condus inevitabil la o creștere a tarifului la consumatorul final de circa 8-10%.

„Nerecunoasterea acestor majorări, de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), în tariful la consumatorul final afectează direct capacitatea de finanțare a SC Hidroelectrica SA, fiind astfel costuri internalizate”, se afirma în nota de fundamentare.

Guvernul estima că, în urma reducerii contribuției pentru hidrocentralele mari și a eliminării ei pentru cele mici, suma totală care va trebui plătită în 2013 de către Hidroelectrica către Administrația Națională „Apele Române” va scădea cu aproape 65% (181,3 milioane lei), de la 280 la 98,7 milioane lei.

În 2010, cuantumul contribuției a crescut în mod substanțial pentru producătorii de energie electrică prin hidrocentrale, indiferent de puterea instalată în regim de uzinare.

„În cazul SC Hidroelectrica SA, creșterea cuantumului tarifului este de 4,23 ori, respectiv de la 0,26 lei/mia de mc (...) la 1,1 lei/mia de mc, cât s-a stabilit prin HG nr. 1202/2010, așadar o creștere de 323%. Aplicarea în continuare a prevederilor HG nr. 1202/2010 scoate din plaja de rentabilitate un număr foarte mare de centrale hidroelectrice aflate în exploatare, respectiv centralele de mică cădere (Porțile de Fier II, centralele de pe râul Olt, Argeș aval, Bistrița aval). La aceste centrale, numai costul cu apa uzinată atinge și chiar depășește 50% din costul de producție al unui MWh”, se menționa în documentul citat.

Guvernul mai arăta că, în acea situație, costul de producție total, pentru circa 30% din producția de energie electrică a Hidroelectrica, depășea prețul de referință din piața de energie electrică, făcând ineficiente hidrocentralele respective.

Ce spune Borza

Contactat de Agerpres, Remus Borza, care a deţinut funcţia de preşedinte al Consiliului de Supraveghere al Hidroelectrica până în decembrie 2013, a precizat că producătorul de energie are un cost total de producţie de 160 de lei pe MWh.

"Cu tot cu cheltuielile financiare, costul de producţie este 160 de lei pe MWh, astfel că preţul fixat de ANRE este mult sub costuri. Este inadmisibil să nu recunoşti costurile de producţie, iar în ultimii cinci ani, Hidroelectrica a avut cel mai mic preţ reglementat, în raport cu costurile sale. Diferenţa dintre 160 de lei, costul de producţie, şi 115 lei, preţul recunoscut de ANRE, este de 45 de lei, ceea ce reprezintă 30% din costul de producţie, adică este foarte mult", a susţinut Borza.

"Mai mult, cantitatea de energie preluată în regim reglementat a crescut la 5,3 TWh, ceea ce înseamnă 40% din producţia estimată pentru acest an, de 13 TWh", a continuat fostul oficial al Hidroelectrica.

El a mai spus că, anul trecut, Hidroelectrica a produs 14,5 TWh, mai mult decât producţia de 13 TWh, care fusese planificată pentru 2013.

"Se spune că 2013 a fost un an hidrologic bun, însă nu este aşa, nu se reflectă acest lucru în producţia Hidroelectrica. Producţia medie într-un an hidrologic normal este 17,6 TWh. Chiar şi aşa, compania a reuşit să obţină anul trecut un profit de peste 900 de milioane de lei, adică 200 de milioane de euro, care este un profit-record, cât profitul cumulat din ultimii zece ani", a continuat Borza.

Hidroelectrica este cel mai mare şi cel mai ieftin producător de energie de stat. Ministerul Economiei, prin Departamentul pentru Energie, deţine 80% din acţiuni, iar Fondul Proprietatea are 20% din titluri.

Guvernul are în plan listarea la bursă a Hidroelectrica în vara acestui an.

Distribuitorii de energie electrică din România au obligația ca, până în 2020, să instaleze sisteme inteligente de măsurare a energiei electrice pentru cel puțin 80% din clienții lor. Anul viitor se vor implementa proiecte pilot în această privință, iar ulterior, pe baza propunerilor operatorilor de distribuţie, ANRE va aproba, până la sfârșitul anului 2015, programul și calendarul naţional de implementare a sistemelor de măsurare inteligentă.

Potrivit anexei unui proiect recent de ordin al ANRE, contoarele inteligente care urmează să fie instalate vor trebui să aibă o serie de funcționalități obligatorii.

Astfel, acestea vor trebui să furnizeze clientului şi oricărui terţ desemnat de către consumator citiri din sistem, în vederea gestionării consumului. Este obligatorie furnizarea directă, printr-o interfaţă standardizată, către client sau către oricare terţ desemnat de acesta, în timp util, a unor citiri precise, uşor de înţeles si de utilizat”.

Prin citiri se înțelege evoluția indexelor aferente consumului, cu periodicitate și pentru o perioadă de timp suficientă, stabilită prin contract.

Stocare de date pe o perioadă „rezonabilă”

Aceste citiri trebuie actualizate cu o frecvenţă suficientă pentru a permite ca informaţiile să fie utilizate în vederea realizării de economii de energie, se precizează în anexa respectivă.

De asemenea, se recomandă ca sistemul de măsurare să fie prevăzut cu capacitatea de a stoca datele privind consumul înregistrat pentru o perioadă de timp rezonabilă, conform prevederilor legale specifice în vigoare, pentru a perminte consultarea şi extragerea datelor privind consumul anterior.

La cererea clientului/furnizorului, contra cost, sistemul trebuie să permita o actualizare a datelor de consum la cel puțin 15 minute.

Sistemul trebuie să permită și citirea la distanţă a contoarelor de către operator, atât pentru energia produsă, respectiv injectată în rețea, cât și pentru energia consumată din rețeaua de distribuție.

Comunicare bidirecțională

În plus, trebuie să existe o comunicare bidirecţională între sistemul de măsurare inteligentă şi reţelele externe de întreţinere şi control al sistemului de măsurare, astfel încât să se elimine necesitatea deplasării pentru activități operationale curente, să se poată actualiza de la distanță softul intern al contorului, să se monitorizeze funcționarea contorului, să se culeagă semnalizările generate de acesta, să se sincronizeze referința de timp și să se actualizeze tarifele (evidența consumurilor).

Sistemul trebuie să permită citiri suficient de frecvente pentru ca informaţiile să fie utilizate la planificarea reţelei și la îmbunătăţirea monitorizării activelor reţelei.

„Datele înregistrate de contoare trebuie să fie suficiente pentru a se putea, prin analizarea acestora, optimiza funcţionarea activelor din sistemele de distribuţie şi pentru a creşte eficienţa reţelei. Aceste date permit identificarea rapidă a punctelor în care trebuie intervenit”, se stipulează în documentul citat.

La cererea clientului sau furnizorului, contra cost, sistemele de măsurare inteligentă trebuie să cuprindă structuri tarifare avansate, înregistratoare ale consumului în funcţie de perioadă şi un control financiar de la distanţă, fară a fi trecute prin sistemul informatic al distribuitorului, pentru respectarea confidențialității.

Prin interfața standardizată, se vor prelua datele înregistrate în contor, transpunerea pe tarife realizandu-se cu aplicația din terminalul clientului (dispozitiv de interfață). Valorizarea tarifelor se face de către furnizor, datele fiind disponibile doar către client. Curba de sarcină poate fi element în constituirea corectă a tarifului valorizat către client.

Control de la distanță

Sistemul va trebui să permită controlul de la distanţă al activării și dezactivării alimentării, al debitului și al limitării puterii.

„Această funcţionalitate asigură protecţie privind utilizarea rețelei pentru consumatori, permiţând limitarea sau ajustarea progresivă a puterii consumate. Ea simplifică procesele de conectare şi deconectare, cât si, în funcţie de nevoile furnizorului şi ale clientului, de gestiune a condițiilor de livrare a energiei în relația cu clientul. De asemenea,ea asigură, în mod automat, gestionarea urgenţelor de ordin tehnic care pot afecta reţeaua, cât și limitarea dezechilibrelor în piața de energie electrică”, se spune în anexa proiectului de ordin ANRE.

Protecția datelor și prevenirea fraudelor

Comunicările de date vor trebui să fie securizate.

„Nivelurile ridicate de securitate şi protecție a datelor personale sunt esenţiale pentru toate comunicările dintre dispozitivul de măsurare şi operator, inclusiv în cazul mesajelor transmise prin intermediul contorului către sau dinspre orice dispozitive sau sisteme de control existente, la domiciliul consumatorului”, se precizează în anexă.

Sistemul trebuie să prevină și să detecteze fraudele, respectiv contoarele trebuie să transmită către aplicaţia centrală informaţii legate de accesul neautorizat asupra dispozitivului.

„Această funcționalitate are scopul de a asigura securitatea şi siguranţa în caz de acces neautorizat în sistemul inteligent de măsurare (fie la nivel de contor, fie la nivel de sistem central) și exprimă obligativitatea de a proteja consumatorul, nu doar la tentativa de utilizare neconformă a rețelei, cât și față de frauda informatică. Această funcţionalitate impune obligativitatea de a dota contorul cu mecanism de detectare și semnalizare către sistemul central a tentativelor de fraudare a contorului”, se stipulează în document.

Facilități pentru producția „casnică” de energie regenerabilă

Anexa mai prevede că sistemul ar trebui să faciliteze măsurarea energiei electrice, separat, atât cantitatea absorbită de către client, cât şi cantitatea de energie electrică injectată în reţea de către client. De asemenea, ar trebui să faciliteze măsurarea energiei reactive

Această funcţionalitate este necesară pentru a permite integrarea, fără intervenții suplimentare in retea, a micro-producţiei locale de energie regenerabilă.

„Această funcţie trebuie instalată implicit şi activată/ dezactivată în conformitate cu dorinţele şi nevoile consumatorului, cu respectarea prevederilor legale în vigoare”, se precizează în documentul citat.

Funcționalități opționale (neobligatorii)

• Contoarele ar trebui să aibă funcţia de înregistrare a informaţiilor cu privire la căderile de tensiune şi la durata acestora. Sistemele IT ar trebui să aibă capacitatea de a extrage aceste informaţii şi a le pune la dispoziţia clientului/furnizorului în cazul reclamaţiilor/cererilor de informaţii legate de standardul de performanţă pentru distribuţia energiei electrice.

• Contoarele ar trebui să permită înregistrarea de informatii cu privire la durata depășirii limitelor de tensiune acceptate (înregistrarea orei la care a avut loc depăşirea şi a orei la care s-a revenit la valoarea acceptată). Sistemele IT ar trebui să aibă capacitatea de a extrage aceste informatii si a le pune la dispozitia clientului/furnizorului in cazul reclamatiilor/cereri de informatii, legate de standardul de performanta pentru distributia energiei electrice.

• Datele înregistrate de contoare contribuie la gestionarea pierderilor tehnice şi non-tehnice. Această funcţionalitate este necesară deoarece unul dintre beneficiile principale ale introducerii contorizării inteligente este reducerea pierderilor tehnice, dar în special a celor non-tehnice. Contoarele de balanţă sunt componente necesare pentru implementarea acestei funcţionalităţi.

• Sistemul inteligent de măsurare ar trebui să facă posibilă comunicarea cu aparatele de uz casnic care permit acest lucru, inclusiv cu alte contoare. Comunicaţia modulului ar trebui să se bazeze pe standardele şi protocoalele utilizate în general, iar contorul ar trebui să ofere posibilitatea de setare a programului intern fără a se interveni în modulul de măsurare şi în memoria de stocare a datelor.

• Aplicaţia centrală a sistemului ar trebui să stocheze datele contorizate cel puţin pentru perioada relevantă pentru facturare, reclamaţii sau recuperare a eventualelor datorii

• Datele memorate in contorul trebuie sa fie disponinbile pentru o durata suficient de lunga care sa permita recuperarea acestora in conditii de siguranta in cazul in care nu se reuseste accesarea contorului de la distanta in vederea colectarii datelor (ex. ciclul curent de facturare). Datele stocate în contor trebuie să respecte prevederile legale în vigoare referitoare la securitatea datelor cu caracter personal.

Prețul mediu al energiei electrice tranzacționate en-gros pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU) administrată de OPCOM a crescut cu 26% în august față de iulie și cu 5% de la începutul anului, la 193,62 lei/MWh, însă a scăzut cu aproape 30% comparativ cu august 2012, pe fondul reducerii consumului, majorării ofertei și creșterii numărului de jucători de pe piață.

Potrivit datelor OPCOM, în august 2013, prețul mediu al energiei electrice tranzacționate en-gros pe PZU a fost de 193,62 lei/MWh, față de 153,43 lei lei în iulie, 183,62 în decembrie 2012 și 274,59 lei în august anul trecut.

Fluctuațiile ample de preț de pe piața liberă se datorează în primul rând caracterului intermitent al producției surselor de energie regenerabilă, printre cele mai ieftine, ale căror întreruperi trebuie compensate cu energie electrică din surse fosile, mai scumpe. În plus, în joc mai intră și perioadele de secetă, care afectează oferta celui mai ieftin producător, Hidroelectrica.

Liberalizare treptată

De la 1 iulie 2013, pe facturile consumatorilor de energie electrică apare așa-numita Componentă de Piață Concurențială (CPC), un tarif nou de energie electrică activă, aplicat de furnizorii de ultimă instanță în factura clienților finali care nu au uzat de eligibilitate, tarif corelat cu calendarul de eliminare a tarifelor reglementate, cu scopul liberalizării complete a pieței de energie electrică.

De la 1 iulie a început să fie aplicat calendarul de liberalizare treptată a pieței de energie la consumatorii casnici, prima etapă consemnând o liberalizare de 10%.

Tariful CPC este calculat de furnizorii de curent electric pe baza achiziției de energie electrică exclusiv din piața concurențială, cuprinde costurile cu achiziția energiei electrice din piețele competitive centralizate precum și costurile serviciilor asociate ale acestei energii furnizate la consumator și este avizat de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

Cerere și ofertă

În august 2013, volumul tranzacțiilor de pe PZU a fost de 1,33 milioane de MWh, în creștere cu 52% față de august 2012 și cu 33% față de decembrie 2012, dar în scădere cu 7% față de iulie 2013. Tranzacțiile au acoperit, luna trecută, 32,46% din consumul net prognozat de energie, față de 34,79% în iulie 2013, 20,12% în august 2012 și 20,20% în decembrie 2012.

În august 2013, numărul mediu zilnic de jucători activi pe PZU (care au efectuat tranzacții) a fost de 108, același cu cel din luna anterioară, dar semnificativ mai mare față de august 2012 (72) și decembrie 2012 (80).

Datele INS arată că, în primele șapte luni din 2013, consumul final de energie electrică în România a scăzut cu 7,5% față de aceeași perioadă a anului trecut, la 28.971,4 milioane KWh. Iluminatul public a scăzut cu 9,5%, consumul populației s-a redus cu 1,3%, în vreme ce exportul de curent electric a consemnat o scădere cu 11,3%, iar consumul propriu tehnologic în reţele şi staţii – cu 4%.

Scăpați de potențiala concurență a Nabucco Vest, rușii de la Gazprom s-au pus pe treabă în vederea îndeplinirii obiectivului lor de a lansa Gazoductul South Stream, cu o capacitate de transport de 63 miliarde metri cubi de gaz anual, în 2016. Astfel, com­pa­nia rusă Stroytransgaz, unul dintre cei mai mari subcontractori ai Gaz­prom, se pregătește să semneze contracte în valoare de 6,6 miliarde de euro pen­tru construirea sec­țiu­nii con­tinentale a gazo­ductului și și-a înregistrat de­ja birouri în Bulgaria, Ser­bia și Slovenia.

Potrivit Ziarului Financiar, licitațiile pentru lu­cră­rile de construcție au în­ceput deja. Costurile dezvoltării întregului proiect ­sunt estimate la 16 miliarde de euro, însă cea mai mare parte a cheltuielilor se va duce pe con­struirea secțiunii submarine. În Bulgaria, parlamentarul socialist Tasko Ermenkov a anunțat luna trecută că o mare parte a lucrărilor de construc­ție pentru segmentul bulgar va fi atri­buită contractorilor locali. Politicianul a explicat că Gazprom a dat asigurări în acest sens. Bulgaria nu va contribui financiar la dez­vol­tarea secțiunii locale, ale cărei costuri sunt estimate la 2,2 mld euro, dar va renunța la taxe­le de tranzit pentru o perioadă de 15 ani de la punerea în funcțiune a gazoductului.

Agerpres publică declarația ministrului ucrainean al energiei, Eduard Stavytsky, potrivit căruia  Ucraina speră să semneze în toamnă un acord privind furnizarea de gaze naturale în sistem invers cu Slovacia și România. Inițial, acordul cu Slovacia trebuia semnat la finele lunii iunie, iar ulterior la începutul lunii iulie, însă de ambele date au fost amânate din motive neprecizate. "Sunt încrezător că în septembrie vom semna un acord cu partenerii noștri din Slovacia, iar în octombrie sperăm să semnăm un acord cu România", a declarat Stavytskiy.  Ucraina importă aproximativ 60% din necesarul său de gaze naturale din Rusia, însă autoritățile de la Kiev încearcă să reducă dependența de gazele naturale rusești. Ucraina achiziționează deja gaze naturale de la compania germană RWE, iar aceste gaze sunt importate via Polonia și Ungaria. 

Agerpres susține că, în pofida faptului că, de la 1 iulie, proiectele fotovoltaice primesc doar 4 certificate verzi pe MWh, față de 6 certificate, iar cele  eoliene primesc doar un certificat din două, Comitetul de reglementare din cadrul Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) a aprobat în ședința de joi, 22 august, cinci autorizații de înființare pentru parcuri fotovoltaice și două pentru proiecte eoliene. În ședința din 14 august au mai fost emise autorizații de înființare pentru opt proiecte fotovoltaice și două eoliene. În luna iulie 2013, ANRE a acordat 39 de autorizații de înființare pentru proiecte fotovoltaice, două pentru eoliene, două pentru producerea energiei pe bază de biomasă și o autorizație pentru producerea de energie hidro.

Mediafax informează că Chevron a obținut certificatul de urbanism pentru explorarea gazelor de șist într-o nouă zonă din județul Vaslui, a patra de până acum, după ce Consiliul Județean eliberase aceleași document, în decembrie 2012 și ianuarie 2013, pentru alte trei perimetre de explorare. Noua zonă unde compania americană ar urma să își amplaseze sonda de explorare este în comuna Puiești, la un kilometru și jumătate de localitatea Cetățuia. Potrivit documentelor depuse la CJ Vaslui, Chevron deține trei parcele grupate pe o suprafață de 29.600 de metri pătrați în extravilanul localității Puiești. Ca și în cazul celorlalte trei certificate de urbanism primite în decembrie 2012 și ianuarie 2013, societatea care dorește explorarea gazelor de șist va trebui să depună o serie de documente pentru a putea să obțină și autorizația de construcție, cum ar fi acordul de mediu, precum și avizele Companiei Apele Române și Agenției Naționale pentru Resurse Minerale.

Ziarul Financiar anunță ceea ce el crede că este "Transferul anului": „perla“ din energie Conpet vine în septembrie la prima categorie a Bursei. Conpet Ploiești (COTE), com­pania care deține mo­no­polul pe piața transpor­tului de produse petroliere prin conducte în România, urmează să se transfere la începutul lunii viitoare de pe piața RASDAQ la prima categorie a Bursei de la București după ce recent ASF a avizat prospectul de listare a companiei pe bursă.

Potrivit aceluiași Ziar Financiar, Nuclearelectrica, pro­du­că­torul care asigură 20% din energia României, a pierdut în primele luni ale anului 23 de contracte de vânzare a electricității din cauza faptului că firmele contractante au decis să rezilieze înțe­legerile pe termen lung și să-și ia energia de pe piața spot, acolo unde în primul semestru prețul a scăzut cu aproape 36%. Compania spune că a reușit să revândă energia și în plus a încasat penalizări de 45 de milioane de lei (10,2 milioane de euro) de la cei care au rupt unilateral contractele, Nuclearelectrica revenind pe profit în primul semestru din 2013. În primele șase luni ale anului compania a înregistrat o cifră de afaceri de 930,5 milioane de lei (212 milioane de euro), în creștere cu 20 de procente comparativ cu perioada similară a anului trecut, și a ajuns la un profit net de 213,2 milioane de lei (48,5 milioane de euro), de la pierderile de 33,7 milioane de lei (7,6 milioane de euro) din primele șase luni ale din 2012.

Ziarul Financiar anunță intenția Enel, cel mai mare distribuitor privat de energie din România, de a începe în acest an montarea primelor contoare inteligente, așa-numitele smart meters, în București, până la finalul lui 2013, circa 30.000 de astfel dispozitive urmând să fie instalate. Un contor inteligent îi permite consumatorului să afle în timp real ce cantitate de energie consumă și la ce preț, astfel încât acesta își poate controla mai bine factura de energie, în timp ce distribuitorul primește aproape instant informațiile de la punctele de consum pe care le alimentează.

Ziarul Financiar mai publică o știre potrivit căreia EnergoBit, una dintre cele mai mari companii active în domeniul echipamentelor și lucrărilor pentru industria energetică, preluată la finalul anului trecut de fondul polonez de investiții Innova Capital, a investit 1,8 mil. euro într-o fabrică de transformatoare la Cluj, unde în prezent lucrează 40 de oameni. Fabrica, dezvoltată pe o suprafață de 2.000 mp, și-a început activitatea în urmă cu trei luni, iar capacitatea anuală de producție este de 500 de transformatoare, cu o putere de până la 2.500 kVA fiecare.

Agerpres îl citează pe ministrul Afacerilor Externe, Titus Corlățean, care a declarat, ieri, că România și Bulgaria analizează posibilitatea construirii unei noi hidrocentrale pe Dunăre. "Am discutat despre perspectivele finalizării până în decembrie anul acesta a interconectorului de gaz Giurgiu-Ruse, un proiect extrem de important și, de asemenea, analizăm, ambele părți, posibilitatea construirii unei noi hidrocentrale pe Dunăre", a spus Corlățean într-o conferință de presă, după întâlnirea cu ministrul Afacerilor Externe din Bulgaria, Kristian Vigenin.  Ministrul a precizat că unul dintre punctele importante privind realizarea hidrocentralei pe Dunăre vizează identificarea surselor de finanțare.

Politica de control a prețurilor la energie din ultimele două decenii va avea un efect negativ asupra procesului de liberalizare a prețurilor din domeniul energiei. Un proces început prea târziu, pe o piață cartelizată și supra-reglementată, ce va conduce la o majorare a prețurilor și nu la o ieftinire a acestora. Iar rezultatul este încă incert: își vor optimiza companiile din domeniu costurile, pentru ca, cel puțin pe termen lung, să beneficieze și consumatorii, sau se vor mulțumi cu veniturile suplimentare realizate și vor evita orice investiție în vederea creșterii performanței companiei și calității serviciilor furnizate? Răspunsul nu este unul simplu, în pofida faptului că deja, celelalte companii din economie contribuie la "liberalizare".

Potrivit Economica.net, gazul pentru fabrici costă deja cu circa 30% mai mult decât pentru populație. De la sfârșitul anului viitor, prețul gazului pentru industrie se va alinia la prețurile externe. Populația mai are un respiro până la finalul lui 2017. În plus, Industria se așteaptă la o mărire cu circa 30% a prețului la gazele pe care le primește, de la 260 de dolari e mia de metri cubi, cât este acum, la 360 de dolari, nivelul la care se vrea a se face convergența între prețul de intern și cel de import. Creșterea de 100 de dolari se va face până la sfârșitul anului viitor, potrivit calendarului de liberalizare convenit cu FMI, dar legea permite amânarea cu încă un an, până în 2015, a finalizării procedurilor de dereglementare, spune Nicolae Havrileț, președintele Agenției de Reglementare în Energie, citat de Economica. „Dacă la sfârșitul calendarului  se constată o diferență mare între prețul de intern și prețul de extern al gazului, se poate prelungi perioada de dereglementare până în decembrie 2015”, explică Havrileț.

Deja prețul plătit de industrie pentru gaze este mult mai mare decât cel plătit de populație. Socotind doar prețul de vânzare al gazelor, fără transport, taxe și accize, industria plătește 260 de dolari pe mia de metri cubi, în timp ce gospodăriile plătesc doar 160 de dolari. Nivelarea prețurilor de intern cu cele de extern ar trebui să se facă , potrivit lui Havrileț, „pe la 360-380 de dolari”, însă în intervale de timp diferite: industria, până cel mai târziu în 2015, consumatorii casnici , până în 2018. Președintele ANRE spune că scumpirea gazului îi va determina pe proprietarii fabricilor să investească în retehnologizare și echipamente mai eficiente energetic. „Nu poți cere să fii competitiv pe o piață doar pe baza unui preț scăzut al materiei prime. Trebuie să te retehnologizezi”, arată Havrileț.

Transgaz și Petrom nu au putut salva Bursa, mai titrează Economica.net. Profitul pe primul semnestru a scăzut la jumătate. Profitul net al Bursei de Valori București (BVB) pe primul semestru a scăzut aproape la jumătatea celui din perioada similară a anului trecut, la 4,24 milioane de lei „aproape de nivelul bugetat pentru anul 2013“, se spune în raportul companiei. Nu au fost de ajuns banii încasați din găzduirea tranzacțiilor ofertei publice de vânzare a acțiunilor Transgaz, de către stat, și a plasamentului privat, derulat de Fondul Proprietatea cu acțiuni ale OMV Petrom, astfel încât compania care administrează Bursa de Valori București (BVB) să repete profitul din prima jumătatea a anului trecut.

Ziarul Financiar anunță că Romgaz, cel mai mare producător de gaze naturale din țară, a ajuns în primul semestru al anului la un profit net de 771,4 milioane de lei, cu 38% mai mare comparativ cu perioada similară a anului trecut, dar afacerile companiei de stat au continuat să scadă pe fondul unui consum slab. „Realizarea unui profit net mai mare decât cel înregistrat în primul semestru din 2012 este generată de reducerea cheltuielilor cu amortizarea, reducerea cheltuielilor de operare și reducerea achizițiilor la gaze de import“, explică reprezentanții companiei evoluția profitului. De cealaltă parte, afacerile Romgaz au continuat să scadă, evoluție înregistrată și în primul trimestru din 2013. Astfel, compania a ajuns la un business de 1,9 miliarde de lei (432 de milioane de euro), cu 13,4% mai mic față de afacerile de aproape 2,2 miliarde de lei (500,6 milioane de euro) din primele șase luni ale anului trecut.

HotNews publică un interviu cu ministrul finanțelor Daniel Chițoiu, potrivit căruia, actualele redevențe, cuprinse în prezent între 3,5% și 13,5% din producție în funcție de tipul zăcămintelor de hidrocarburi, vor fi majorate în scopul obținerii de venituri suplimentare la buget, însă nu va fi ignorat nici necesarul de investiții din domeniu, în momentul luării deciziei. "Vrem să colectam din redevențe mai mult decât încasăm acum pentru că suntem în situația de a colecta cel mai puțin din UE la acest capitol. În același timp, nu vrem să punem un nivel prea ridicat al redevențelor care i-ar împiedica pe operatorii economici să se dezvolte sau să investească. Discutăm cu operatorii de pe fiecare  domeniu urmând să stabilim un nivel optim, în care sa fie avantajat și Statul dar și operatorii economici. Până la finele anului o să adoptăm nouă legislație privind redeventele", a declarat ministrul Finanțelor, Daniel Chitoiu, în interviul acordat HotNews.

Dacă în România, cluburile de fotbal mai nou falimentează, sportul rege fiind la rândul său lovit de moda insolvenței, unii foști fotbaliști prosperă. În timp ce "investitorii" din fotbal, precum Copos trag țeapă creditorilor, jucătorilor și suporterilor, fotbaliștii, după ce pun ghetele-n cui își încearcă norocul în antreprenoriat.

Unii cu mai puțin succes, precum e cazul lui Gheorghe Hagi, care a decis să-și piardă banii tot în fotbal, finanțând Viitorul Constanța (club salvat între timp de primăria Voluntari și de primăria Chianja), alți cu mai mult succes, precum Gică Popescu. Acesta a intuit de unde vin banii și a investit mai nou în domeniul energiei eoliene în parteneriat Joan Laporta, fost președinte al clubului de fotbal Barcelona.

Potrivit Capital, Popescu are deja un un parc eolian, din 2009, în Tulcea, întins pe 500 de hectare și „presărat“ cu 50 de turbine ce produc fiecare 5MW. Și pentru că energia verde este noul El Dorado al afacerilor, Gică Popescu și-a dorit să se extindă. Are terenuri în sud-estul țării, o zonă cu foarte mare potențial pentru turbinele eoliene și va construi și acolo un proiect similar celui de la Tulcea. „În toamnă, demarez și proiectele pe care le mai am în energie“, spune fotbalistul.

Agerpres anunță că liberalizarea prețului gazelor pentru industrie va fi amânată cu un an, până la 31 decembrie 2015. "Măsura este în acord cu Legea 123 (Legea 123/2012 a energiei electrice și a gazelor naturale - n.r.), care prevede că liberalizarea pentru noncasnici se va face până în 2014, cu posibilitate de prelungire dacă există diferențe semnificative între prețul gazelor de import și cele de producție internă. Aceasta pentru a nu avea salturi nesustenabile de preț la finalul perioadei. S-a pus problema: dacă la 1 octombrie 2014 se constată că diferența este prea mare? Așa că am căzut de acord să continuăm să mergem pe tabelele existente, dar să precizăm că liberalizarea poate fi făcută până la 31 decembrie 2015", a afirmat Niculae Havrileț, președintele Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE).

Ziarul Financiar susține că noile taxe aplicate de la 1 februarie asupra companiilor care activează în transportul și distribuția de energie electrică și de gaze naturale, precum și asupra producătorilor de gaze care au de beneficiat din liberalizarea prețurilor au adus până la finalul lunii iunie sume suplimentare la bugetul de stat de circa 28 de milioane de euro.

Economica.net prezintă un nou proiect realizat parțial cu fonduri europene. Potrivit portalului, care citează Mediafax, peste 100 de milioane de lei vor fi investiți într-o stație de producere a energiei electrice cu panouri fotovoltaice care va fi amplasată pe locul unui fost batal ce a aparținut fostului combinat chimic de la Valea Călugărească (Prahova), lăsat în ruină de peste 15 ani. Miercuri, în comuna Valea Călugărească din județul Prahova a fost semnat contractul pentru proiectul "Construire stație de producere a energiei electrice bazată pe energie solară cu panouri fotovoltaice", proiect accesat de firma italiană Vir Company și finanțat parțial cu fonduri europene prin Programul Operațional Sectorial "Creșterea competitivității economice" (POS CCE) 2007-2013. Proiectul prevede construirea, pe locul unui fost batal de fosfogips care a aparținut combinatului chimic de la Valea Călugărească, a unei stații de producere a energiei electrice pe bază de panouri fotovoltaice, cu o putere de 5,38MW, conform datelor furnizate de Consiliul Județean Prahova.

Consumatorii casnici din România se vor confrunta până în 2020 cu o problemă importantă, majorarea facturilor la energie. Până pe 31 decembrie 2017 vor fi parcurse toate etapele liberalizării pieței energiei, iar începând cu 1 ianuarie 2018 va trebui să se treacă până în 2020 la recuperarea de către companiile producătoare de energie regenerabilă a certificatelor suspendate pentru trei ani, suspendare în urma căreia, factura s-a redus cu 4% începând de la 1 iulie.

Chiar dacă în general liberalizarea pieței energiei ar trebui, cel puțin teoretic, să conducă la o micșorare a costurilor cu energia pe termen lung, în România nu se va întâmpla acest lucru. Motivul: particularitățile pieței interne, pe care prețurile la energie au fost reglementate timp de mai mult de două decenii în scopuri electorale și starea financiară precară a companiilor energetice de stat, căpușate de clienți politici și în care activează manageri care se ghidează după logica acțiunii politice, și nu a celei economice, adică urmăresc maximizarea voturilor și nu cea a profiturilor.

Plata amânată, nu anulată

După majorarea tarifelor la electricitate cu 5% de la începutul anului, săptămâna aceasta consumatorii casnici au primit o veste bună: factura li se va micșora cu 4% ca urmare a intrării în vigoare a reglementărilor privind amânarea pentru 2018 a plății certificatelor verzi pentru producătorii de energie regenerabilă. Vestea ascunde însă un adevăr crud: subvențiile nu au fost eliminate, ci amânate, iar începând din 2018, românii vor achita nu numai certificatele de la acea vreme, ci și pe cele din perioada 2013-2017.

Eliminarea tarifelor reglementate se încheie pe 31 decembrie 2017

În plus, potrivit calendarului de liberalizare a pieței energiei electrice, de la 1 iulie 2013, 10% din energia furnizată consumatorilor casnici ar trebui să fie achiziționată de pe piața concurențială. Acest procent va crește cu câte alte 10 puncte procentuale din șase în șase luni, urmând ca pe 31 decembrie 2017, întreaga cantitate de energie furnizată consumatorilor casnici să provină de pe piața concurențială. În cazul consumatorilor ne-casnici, procesul  a fost accelerat, de la 1 iulie, 65% din energia furnizată acestora provenind de pe piața concurențială. Procentul va crește la 85% începând cu 1 septembrie, pentru ca la 1 ianuarie 2014 să ajungă la 100%. Cu alte cuvinte, după ce vor suporta costurile deciziilor politice de amânare a liberalizării pieței timp de două decenii, consumatorii, vor trebui de la 1 ianuarie 2018 să suporte și costurile amânării plății certificatelor verzi. 

Recuperarea subvențiilor verzi începe pe 1 ianuarie 2018

În prezent, companiile care administrează parcuri eoliene și solare, primesc, din iulie şi până la sfârșitul lui 2017, doar un certificat verde, în loc de două, în cazul celor eoliene, respectiv două certificate în loc de șase cât primeau anterior, în cazul fermelor fotovoltaice. Drept urmare, prin decizia Autorității Naționale de Reglementare în Energie (ANRE), cota estimată de achiziţie de certificate verzi pentru anul în curs a fost diminuată de la 0,2117 certificate verzi/MWh la 0,191 certificate verzi/MWh. Această cotă va fi aplicată de toţi furnizorii de energie electrică, calculat cu începere de la 1 iulie. "Efectul diminuării cotei de certificate verzi se va resimţi în valoarea facturii de energie electrică la consumatorii finali, ponderea certificatelor verzi reducându-se de la 0,051 lei/KWh la 0,034 lei/KWh", potrivit unui comunicat al ANRE.

Certificatele verzi reprezintă ajutorul acordat de stat producţiei de energie din surse regenerabile şi sunt plătite prin facturi de toţi consumatorii de energie din România. Producătorii de energie regenerabilă primesc certificate verzi pentru energia produsă şi livrată în reţele.

Furnizorii de energie sunt obligaţi ca, în fiecare an, să îndeplinească o anumită cotă de achiziţie a energiei regenerabile. Aceaste cote sunt stabilite anual de ANRE.

În urmă cu o săptămână, vicepreşedintele ANRE Emil Calotă, citat de Mediafax, spunea că valorea facturii la electricitate va fi diminuată în medie cu 4% în august, ca efect al amânării acordării de către stat a unor certificate pentru producătorii de energie regenerabilă. Calotă a spus, atunci, că efectul în facturi al aplicării noii legislaţii în privinţa energiei regenerabile va fi de 34%. Având în vedere că, din valoarea unei facturi la electricitate, costul cu certificatele verzi reprezintă 12%, rezultă că facturile ar urma să scadă cu 4%.

Însă măsura este doar provizorie, urmând ca certificatele verzi neacordate în perioada 1 iulie 2013 – 31 decembrie 2017 se vor recupera din 2018 până în 2020. Cu alte cuvinte, de-abia scăpați de efectele liberalizării pieței la energia electrică, liberalizare ce urmează a se încheia pe 31 decembrie 2017, românii vor trebui să scoată bani din buzunar pentru ca producătorii de energie regenerabilă să-și încaseze subvențiile și să și le recupereze și pe cele suspendate până în 2018. {jathumbnailoff}

Decalajul dintre salariul bugetarilor sau al angajaților din companiile de stat și cele ale slujbașilor din sectorul privat din perioada 2005-2008 a fost principalul motiv pentru adâncirea deficitului bugetar, care a condus la semnarea a două acorduri cu Fondul Monetar Internațional, concretizate în adoptarea de măsuri de austeritate pentru întreaga populație a României.

Că istoria are tendința de a se repeta nu e o noutate, însă în România frecvența cu care guvernanții repetă greșelile din trecut este îngrijorătoare. Așa se face, că în numai un an de guvernare, alianța PSD-PNL a reușit să revină la prostul obicei de a se ghida numai după logica politică, ignorând-o pe cea economică

În general, guvernanții au tendința de a-și motiva repulsia pentru privatizare prin invocarea interesului național sau a celebrei formulări "nu ne vindem țara". În realitate, pentru politicienii aflați la putere, controlarea principalelor companii din domeniul energetic reprezintă o adevărată mină de aur, pot câștiga voturi prin menținerea unor prețuri reglementate sub nivelul pieței și își pot asigura susținerea financiară pentru viitoarele campanii prin acordarea unor contracte preferențiale sponsorilor politici. În plus, își pot răsplăti și rudele și prietenii pentru susținerea morală măcar din durele bătălii electorale. Așa se face că salariile în aceste companii pot ajunge la un nivel de neimaginat, nici măcar petru puternicele multinaționale care activează în economia românească.

Economica.net prezintă salariile incredibile din companiile de stat din energie. Acestea depășesc chiar și de 3 ori lefurile din firmele private din același domeniu. De exemplu, la Transelectrica câștigul mediu este de aproape 5.000 de lei, la Nuclearelectrica  este de 7.000 lei, iar la Hidroelectrica de 6.400 lei. Nu în ultimul rând, la Oltchim, salariul mediu ajunge la 4.000 de lei. Aceasta în contextul în care salariul mediu în firmele private similare sunt mult mai mici. La Arcelor Mittal se câștigă în medie 1.700 de lei, iar la Alro Slatina 3.300 de lei, potrivit bugetelor acestor companii.

Revista Capital anunță și ea că, într-un singur an, cheltuielile de personal din administrație au crescut cu 700 de milioane de euro. Cifra este nejustificată și neadaptată la tendințele globale, de înghețare completă a acestor costuri. Din fericire, probabil că i-a panicat suficient și pe guvernanți, care se zbat de o lună în declarații privind reducerea acestor cheltuieli, chiar dacă metodele găsite frizează absurdul. Între acestea, impunerea unui salariu minim diferențiat de la stat la privat și elaborarea unei noi legi a salarizării unitare, deși atât sindicatele, cât și mediul privat afirmă că actualele norme ar fi bune, doar că nu sunt aplicate.

Ziarul Financiar tratează aceeași temă, atrăgând atenția asupra cazului Autorității de Supraveghere Financiară (ASF). Instituția înființată prin comasarea comisiilor de monitorizare a pieței de capital, a asigurărilor și pensiilor private, a aprobat noua organigramă cu 856 de angajați, potrivit unor surse din cadrul instituției.

Noua organigramă prevede cu 300 de angajați mai mulți decât angajații preluați de la fostele comisii de supraveghere, în condițiile în care rațiunea de înființare a ASF a fost tocmai reformarea supravegherii prin optimizarea costurilor și creș­terea eficienței. La înființare ASF a preluat circa 540 de angajați de la fostele comisii CNVM, CSSPP și CSA. Preșe­din­tele ASF Dan-Radu Rușanu și Mircea Ursache, vice­pre­ședin­tele ASF responsabil de piața de capital, au declarat că ASF va reduce cu 15% personalul rezultat din comasare, deci noua entitate trebuia să aibă 465 de angajați și nu 856.

Contactat ieri telefonic, Daniel Dăianu, prim-vicepre­ședintele ASF, a declarat că nu poate da detalii despre noua organigramă. „Nu este încă nimic definitivat. Față de ce era înainte vă pot spune că ASF va avea o direcție nouă de supraveghere integrată, responsabilă de supravegherea grupu­rilor financiare, și o direcție de analiză ce va evalua riscurile pe fiecare sector de activitate, la fel ca la BNR“, a spus el.

Mediafax anunță că Autoritatea Națională de Reglementare în Energie (ANRE) a eliminat plata componentelor tarifului de transport pentru tranzacțiile de import-export de energie cu scopul de a „stopa“ procedura de infringement începută de Comisia Europeană (CE) împotriva României. CE a inițiat, în 2011, o procedură de infringement împotriva României pentru faptul că Guvernul percepea tarife pentru tranzacțiile de import și export al electricității. România are capacități reduse de export al electricității și, în prezent, se confruntă cu un exces de capacitate de producție. În privința gazelor naturale, România nu are deocamdată capacități fizice de export, însă Guvernul intenționează să construiască linii de interconectare cu Republica Moldova, Bulgaria și Ungaria.

O altă măsură adoptată vineri de ANRE este introducerea tranzacțiilor cu gaze naturale, atât prin intermediul OPCOM, cât și al Bursei Române de Mărfuri. HotNews amintește că intenția de înființare a unor platforme de tranzacționare a gazelor a existat încă de anul trecut, însă a fost greu de pus în aplicare din cauza rivalității dintre cele societăți și din cauza împotrivirii jucătorilor de pe piață. După înființarea celor două burse, rămâne de văzut cine vor fi participanții pe aceste piețe, în condițiile în care operatorii privați nu sunt obligați să vândă centralizat,  așa cum se întâmplă în cazul energiei electrice. Legea 123/2012 a energiei electrice și gazelor naturale nu prevede această obligativitate în cazul gazelor naturale. Legea prevede doar în cazul energiei electrice ca tranzacțiile sa se desfășoare "pe piața concurențială, în mod transparent, public, centralizat și nediscriminatoriu". Excepție fac cantitățile livrate pe piața reglementată. Practic, producătorii și furnizorii vor participa pe aceste piețe doar dacă doresc.

Guvernul a decis divizarea parțială a Regiei Autonome pentru Activități Nucleare (RAAN), prin separarea activităţilor de cercetare, dezvoltare, inginerie tehnologică şi suport tehnic pentru energetica nucleară de cele de producție de apă grea și energie termică, această divizare urmând să se facă prin înființarea unei noi structuri, denumite Regia Autonomă Tehnologii pentru Energia Nucleară (RATEN), potrivit unui proiect de Ordonanță de urgență (OUG). Scopul este asigurarea continuității finanțării operațiunilor de care depinde securitatea nucleară a României, în condițiile în care RAAN are conturile blocate din cauza datoriilor acumulate.

Noua structură, RATEN, va avea în componență două sucursale ale actualei RAAN, respectiv sucursala Institutul de Cercetări Nucleare Pitești (SCN) și sucursala Centrul de Inginerie Tehnologică Obiective Nucleare București Măgurele (SITON), potrivit proiectului de OUG.

„SCN Pitești este parte a infrastructurii naționale care sustine dezvoltarea energeticii nucleare în țară și are în responsabilitate programele care realizează aceste activități. Totodată, ca obiectiv nuclear, SCN utilizează instalații nucleare unice pentru cercetare și deține cea mai mare cantitate de materiale fisionabile de grad nuclear, a căror protecție și administrare impune măsuri deosebite, aflându-se sub controlul statului și sub control internațional, fapt care generează cerințe speciale privind îndeplinirea obligațiilor în domeniul nuclear asumate pe plan internațional de statul român”, se precizează în nota de fundamentare a proiectului de OUG.

În același document se arată că Sucursala de Inginerie Tehnologică și Obiective Nucleare Măgurele (SITON) este proiectant general al părții nucleare a tuturor obiectivelor nucleare din programul nuclear național.

Clasic: datoriile rămân pe vechea structură

Principalele active ale RAAN, Romag Prod, care ocupă cu producția de apă grea, și termocentrala Romag Termo, se confruntă cu grave probleme financiare, iar acestea se răsfrâng și asupra SCN și SITON

„Problemele deosebite cu care se confruntă în prezent Romag Prod și Romag Termo afectează şi buna funcţionare a celor două sucursale. Blocajul financiar la nivelul RAAN Drobeta Turnu Severin şi, implicit, şi la nivelul sucursalelor, constând în blocarea conturilor, au generat pe de o parte apariţia dificultăților în identificarea resurselor financiare necesare asigurării securității nucleare, precum și imposibilitatea participării la licitațiile interne și internaționale organizate în domeniul lor de activitate”, se afirmă în nota de fundamentare.

Astfel, în proiectul de ordonanță se stipulează că veniturile și cheltuielile aferente activităților legate de securitatea nucleară, prevăzute de către Ministerului Economiei, vor fi transferate din bugetul RAAN în cel al regiei nou-înființate, RATEN, datoriile de plătit urmând să rămână în sarcina RAAN.

„Creditele contractate de către Regia Autonoma pentru Activităţi Nucleare Drobeta Turnu Severin (RAAN), precum şi creditele contractate direct de stat şi subîmprumutate de RAAN prin acorduri subsidiare îşi menţin regimul juridic şi vor fi rambursate de către RAAN”, prevede proiectul de OUG.

Conturi blocate și executări silite

În nota de fundamentare se mai afirmă că, din cauza lipsei de finanţare integrală a producţiei de apă grea, RAAN întâmpină dificultăţi în ceea ce priveşte plata furnizorilor, drepturilor salariale, ratelor şi dobânzilor aferente creditelor bancare și a biletelor la ordin, ajungând să înregistreze datorii mari faţă de clienţi şi de bugetele statului.

„În prezent, RAAN Drobeta Turnu Severin se confruntă cu o situaţie de blocaj finaciar, urmare a blocării conturilor bancare şi a executărilor silite”, se spune în document.

La finalul anului trecut, RAAN avea datorii totale de 775,34 milioane lei, din care 517,587 milioane lei către creditori comerciali, inclusiv furnizori de apă, gaze și electricitate, credite bancare de 246,301 milioane lei și 11,453 milioane lei datorii la bugetul general consolidat.

Pe de altă parte, la 31.12.2012, RAAN avea de încasat creanțe în sumă totală de doar 99,1394 milioane lei, din care 38,577 milioane lei de la clienții beneficiari de energie termică produsă de termocentrala societății și 60,5817 milioane lei de la alți clienți.

România riscă infringementul

Potrivit Mediafax, România riscă declanşarea procedurii de infrigement pe mediu din cauza emisiilor de gaze de la termocentrala Romag Termo a RAAN dacă Regia nu transmite Comisiei Europene, la sfârşitul lunii aprilie, certificatele de emisie de gaze cu efect de seră (CO2) primite în 2007 de la Uniunea Europeană.

RAAN trebuie să transmită Comisiei Europene, în 30 aprilie, certificatele CO2 pe care le-a primit în 2007 de la UE în scopul tranzacţionării lor la bursă până în 2013 pentru rezolvarea, cu banii astfel obţinuţi, a problemelor de mediu de la platforma Romag Termo.

Directorul general al RAAN a declarat însă că banii obținuți din vânzarea a 650.000 de astfel de certificate au fost folosiţi pentru necesităţile Regiei şi nu pentru retehnologizarea electrofiltrelor.

"Din cauza finanţării insuficiente a apei grele la Regie, ne-am ajutat de aceste certificate. Prin vânzarea lor am făcut rost de bani ca să acoperim anumite materii prime şi utilităţi pentru funcţionarea Regiei, pentru a asigura salariile angajaţilor. Ele s-au vândut, în principiu, în acea perioadă, destul de bine, la 16 euro bucata, acum valorează în jur de trei euro, în scădere chiar, dar nu avem posibilitatea să le cumpărăm din banii noştri acum, şi pe 30 aprilie se trage linie", a explicat Preda.

Probleme mari la Romag Termo

În plus, termoncentrala Romag Termo a RAAN este și cel mai mare restanțier la achiziția obligatorie de certificate verzi românești pe anul 2012, având de cumpărat un număr de 26.101 de astfel de certificate, în valoare totală de aproape 13 milioane de lei, potrivit datelor Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE).

Termocentrala Romag Termo, sucursală a RAAN, va fi transferată la Complexul Energetic Oltenia (CEO), în baza memorandumului propus de Ministerul Economiei, a declarat, recent, preşedintele Consiliului Judeţean Mehedinţi, Adrian Duicu, citat de Agerpres.

Potrivit sursei citate, o parte din activele Romag Termo urmează să fie cedate CEO în contul unor creanţe în sumă totală de 110.417.327 lei, care reprezintă valoarea cărbunelui energetic livrat de exploatările miniere din sistem.

Termocentrala Romag Termo va continua să producă agent termic pentru încălzirea locuinţelor din Drobeta Turnu Severin, pentru grupurile energetice a căror capacitate se ridică la 247 MW şi pentru instalaţiile de la Romag Prod.

La finalul lunii trecute, directorul general al RAAN, Gheorghe Dulcea, a fost schimbat din funcţie vineri, în locul său fiind numit Marius Preda, fostul director al platformei Romag Prod din cadrul RAAN, prin ordin al ministrului delegat pentru Energie, Constantin Niță.

Totodată, a fost schimbată conducerea platformei Romag Termo, director fiind numit Octavian Graure, fost director al Complexului Energetic Turceni, acesta având misiunea de a transfera în plată termocentrala către Complexul Energetic Oltenia (CEO), în următoarele trei luni, în contul datoriei de peste 110 milioane de lei pe care o are RAAN către CEO, pentru cărbunele care a fost livrat şi neplătit.

„De neimaginat”

La Romag Termo există şi o investiţie impusă de Comisia Europeană tocmai pentru rezolvarea problemelor de mediu, investiţie considerată a fi una păguboasă de către ministrul delegat pentru Energie, Constantin Niţă.

Ministrul s-a referit la licitaţia de construire a unei instalaţii de evacuare a zgurii şi cenuşii în şlam dens, pe platforma Romag Termo, lucrare care a fost câştigată şi începută în 2009, de societatea Confort SA, firmă deţinută de omul de afaceri Georgică Cornu, şi al cărei preţ s-a dublat, deşi nu a fost terminată până în prezent.

„Pentru instalaţia de şlam, este inacceptabil să porneşti de la 172 de milioane de lei fără TVA şi să ajungi la 340 de milioane de lei. Şi cu toate acestea nu este finalizată, ne mai trebuie şase milioane de euro ca să fie gata. Societatea care a câştigat contractul este în insolvenţă şi trebuie suplimentată finanţarea pentru terminarea lucrării. A doua zi după ce a câştigat contractul, s-a făcut un act adiţional. Când a câştigat contractul, a doua zi s-a făcut un act adiţional. Este ceva de neimaginat. Adică ai câştigat licitaţia, l-ai dat afară pe ăla care avea un preţ mai mare, dar poate era profesionist, l-ai adus pe ăsta cu un preţ mai mic şi imediat, a doua zi ai făcut un act adiţional. Şi după aia încă nouă acte adiţionale în care n-ai mai spus când e gata, când e finalizarea”, afirma Niţă, adăugând că acest caz a fost sesizat Parchetului.

Termocentrala Romag Termo din Drobeta Turnu Severnin, sucursală a Regiei Autonome pentru Activități Nucleare (RAAN), este cel mai mare restanțier la achiziția obligatorie de certificate verzi pe anul 2012, având de cumpărat un număr de 26.101 de astfel de certificate, în valoare totală de aproape 13 milioane de lei, potrivit datelor Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE).

Potrivit unei decizii recente a ANRE privind stabilirea operatorilor economici care nu şi-au îndeplinit cota obligatorie de achiziţie de certificate verzi şi numărul de certificate verzi neachiziţionate de către aceştia pentru anul 2012, termocentrala Romag Termo a RAAN se află pe primul loc în topul producătorilor de energie restanți la obligațiile de achiziție de certificate verzi pe anul trecut, cu o restanță de 26.101 certificate verzi neachiziționate.

Legislația în vigoare prevede că restanțierii sunt obligaţi să achite la Administraţia Fondului pentru Mediu contravaloarea certificatelor verzi neachiziţionate, la prețul de 496,61 lei /certificat, în termen de 10 zile lucrãtoare de la data primirii înştiinţãrilor de platã emise de Administrație.

La această valoare, obligațiile neonorate de achiziție de certificate verzi ale Romag Termo se ridică la suma de aproape 13 milioane lei.

Alte companii cu restanțe importante la achiziția de certificate verzi pe 2012 sunt traderii de energie Petprod SRL, care are de achitat 7.461 de certificate verzi neachiziționate, în valoare de 3,7 milioane lei, și Ennet Grup SRL (5.463 certificate verzi, în valoare de 2,7 milioane lei).

Ambele au beneficiat de contracte bilaterale cu producătorii, prin care au achiziționat direct de la aceștia energie ieftină, revânzând-o ulterior, din postura de intermediari.  

În total, potrivi datelor ANRE, firmele restante au de achitat 39.295 de certificate verzi neachiziționate pe 2012, în valoare de peste 19,5 milioane lei. Alți restanțieri sunt Compania de Utilitați Publice Focșani SA, Beny Alex SRL, CET Govora SA, UCM Energy SRL, Energosib Sibiu SA, Primăria Municipiului Iași, Termo Calor Confort SA și Dalkia Termo Iași SA.

Probleme mari la Romag Termo și RAAN

Termocentrala Romag Termo, sucursală a RAAN, va fi transferată la Complexul Energetic Oltenia (CEO), în baza memorandumului propus de Ministerul Economiei, a declarat, recent, preşedintele Consiliului Judeţean Mehedinţi, Adrian Duicu, citat de Agerpres.

Potrivit sursei citate, o parte din activele Romag Termo urmează să fie cedate CEO în contul unor creanţe în sumă totală de 110.417.327 lei, care reprezintă valoarea cărbunelui energetic livrat de exploatările miniere din sistem.

„Datorită acestei soluţii, termocentrala Romag Termo este salvată. Vor fi păstrate locurile de muncă ale acesteia, dar şi alte o mie de la cariera de suprafaţă Husnicioara. Guvernul condus de Victor Ponta este interesat de soarta mehedinţenilor şi prin deciziile promovate dovedeşte că nu este indiferent la economia judeţului”, a precizat Duicu.

Termocentrala Romag Termo va continua să producă agent termic pentru încălzirea locuinţelor din Drobeta Turnu Severin, pentru grupurile energetice a căror capacitate se ridică la 247 MW şi pentru instalaţiile de la Romag Prod.

La finalul lunii trecute, directorul general al RAAN, Gheorghe Dulcea, a fost schimbat din funcţie vineri, în locul său fiind numit Marius Preda, fostul director al platformei Romag Prod din cadrul RAAN, prin ordin al ministrului delegat pentru Energie, Constantin Niță.

Totodată, a fost schimbată conducerea platformei Romag Termo, director fiind numit Octavian Graure, fost director al Complexului Energetic Turceni, acesta având misiunea de a transfera în plată termocentrala către Complexul Energetic Oltenia (CEO), în următoarele trei luni, în contul datoriei de peste 110 milioane de lei pe care o are RAAN către CEO, pentru cărbunele care a fost livrat şi neplătit.

Ministrul delegat pentru Energie, Constantin Niţă, a declarat, recent, că, după ce a analizat situaţia, şi-a dat seama că la Regia Autonomă pentru Activităţi Nucleare s-a făcut „un jaf de proporţii”, acuzând conducerea regiei de "lipsă totală de management".

Ministrul delegat pentru Energie a dat ca exemplu o licitaţie de construire a unei instalaţii de evacuare a zgurii şi cenuşii în şlam dens, pe platforma Romag Termo, lucrare care a fost câştigată şi începută în 2009, de societatea Confort SA, firmă deţinută de omul de afaceri Georgică Cornu, şi al cărei preţ s-a dublat, deşi nu a fost terminată până în prezent.

Paradisul regenerabil din România este pe cale de dispariție. Cel puțin așa susține Economica.net, care citează doi reprezentanți din domeniu. Unul, supărat, amenință cu falimentele, celălalt, optimist, anunță sfârșitul perioadei de scumpiri a energiei ca urmare a subvenționării energiei regenerabile.

Economica.net susține că Ministrerul Energiei are conturat un proiect de ordonanţă de urgenţă care taie la aproape jumătate subvenţia pe care statul român o acordă producătorilor de energie din surse regenerabile. Informaţia provine de la Ionel David, preşedintele Asociaţiei Române pentru Energie Eoliană şi este confirmată de Dumitru Chiriţă, vicepreşedinte al Comisiei de Industrii şi Servicii din Camera Deputaţilor. Cei doi o prezintă, însă, în mod diferit.

„Din surse sigure, ştim că există deja draft-ul de ordonanţă de urgenţă care ar ajusta valoarea maximă a certificatului verde de la 58 de euro la 30. Valoarea minimă ar urma să fie stabilită la 27 de euro, dar nu se umblă la numărul de certificate verzi acordate producătorilor. Cu aceste date, e un dezastru. Deja industria e moartă, nu mai vine nimeni să facă investiţii, nu se mai cumpără şi nu se mai vând proiecte, cei care au deja centrale nu se pot decât ruga să nu dea faliment”, arată David. Potrivit acestuia,  o valoare de 30 de euro a certificatului verde nu este sustenabilă pentru investitorii în regenerabile. „Banii pentru investiţii s-au luat de la bănci, acestea i-au acordat în baza unor planuri de afaceri multianuale, bazate pe un cadru legal predictibil. Acum, Guvernul vrea să înjumătăţescă valoarea certificatului verde, ceea ce va face imposibilă achitarea regulată a ratelor la bănci. Investitorii care au montat deja turbinele nu pot decât să se roage să nu intre în faliment”, mai spune David.

Pe de altă parte, Chiriţă spune că ajustarea subvenţiei este absolut necesară pentru că actuala schemă de sprijin ucide ceilalţi producători de energie din sistem şi măreşte factura la curent a populaţiei. „Ştiu despre proiectul de lege, probabil va apărea dintr-o zi în alta şi se impunea de mai mult timp. În primul rând pentru că concurează neloial producătorii convenţionali de energie, ei având producţia subvenţionată, şi în al doilea rând pentru că deja am văzut o mărire a tarifului la energie, parţial şi din cauza lor”,a precizat deputatul. Potrivit acestuia, legea prin care se vor înjumătăţi subvenţiile acordate producătorilor de energie regenerabilă se conturează la cabinetul ministrul Energiei, Constantin Niţă. De altfel, acesta s-a pronunţat recent în favoarea promulgării unei astfel de legi spunând că „nu putem să distrugem industria românească doar de dragul energiei regenerabile”.

Capital remarcă faptul că liberalizarea pieţei de energie are şi părţi bune. Una dintre acestea este obligaţia reglementatorului de a publica preţurile şi cantităţile de energie care intră în coşul reglementat, adică pentru consumatorii finali care nu au uzat de dreptul de eligibilitate, categorie în care intră şi populaţia.

Astfel, pentru anul în curs, ANRE a stabilit pentru piaţa reglementate o cantitate de energie electrică de 15,337 TWh, la un preţ mediu de livrare de 155 lei pe MWh.

Preţurile reglementate sunt cuprinse între 125 şi 271 de lei/MWh, în funcţie de producătorul de energie. Cel mai mic preţ, aşa cum era de aşteptat, aparţine companiei Hidroelectrica, cel mai ieftin producător de electricitate din România, iar cel mai scump preţ este prevăzut pentru Complexul Energetic Hunedoara.

Cea mai mare cantitate de energie pentru piaţa reglementată provine de la centrala nuclearelectrică de la Cernavodă care va acoperi mai mult de o treime din energia livrată în regim reglementat, la un preţ de 142 de lei/MWh. 

Noua centrală de la Brazi, pusă în funcţiune în vara anului trecut de OMV Petrom, va livra în piaţa reglementată o cantitate de energie de 1,5 TWh, aproape 10% din consumul estimat pentru 2013. Preţul aprobat de ANRE pentru centrala OMV Petrom este peste preţul mediu de 155 de lei, dar mai mic decât la ceilalţi producători termo deţinuţi de stat.