“Fără o schimbare radicală de politici, trendul prețului energiei pe piața românească va fi de creștere pe termen mediu și lung”
Rezervele energetice ale României nu se traduc în competitivitate economică și independența noastră energetică este limitată, consideră Cătălin STANCU, Associated Senior Expert la Horvath & Partners, care ne-a acordat un interviu în EXCLUSIVITATE. În opinia sa, proiectul de țară privind independența energetică trebuie să aibă o prioritate foarte mare pe agenda oricărui Guvern pe termen scurt, mediu și lung.
Fără o schimbare radicală de politici, trendul prețului energiei pe piața românească va fi de creștere pe termen mediu și lung, apreciază domnul Stancu.
În contextul pandemiei de Covid 19, probabil că multe companii energetice vor realiza parțial planurile anuale de investiții în 2020, a mai spus Cătălin Stancu.
***
Cum se poziționează România în acest moment, din punct de vedere al independenței energetice? Care sunt perspectivele?
Cătălin Stancu: -Pentru a ne asigura o evoluție economică sustenabilă, dar având în vedere și contextul geopolitic regional, cred că acest proiect de țară (i.e independența energetică) trebuie să aibă o prioritate foarte mare pe agenda oricărui Guvern pe termen scurt, mediu și lung. Conform EUROSTAT, pentru anul 2017, România are un necesar de resurse energetice de 31 mil TOE. Rezervele interne conferă României destul confort, țara noastră fiind una din cele 4 țări europene care au o dependență energetică redusă (i.e importă mai puțin de 30% din necesar), cu un procent de 23%, după Estonia (4%) și Danemarca ( 11%). Vecinii noștri din Europa Centrală se poziționează astfel: Polonia este dependentă în proporție de 38%, Cehia 37%, Bulgaria 40%, Ungaria 63%. Media EU28 este de 55%.
Dacă însă ținem cont că industria energetică este baza unei economii competitive, prețurile medii din piețele en-gros de gaz și energie electrică sunt, de asemenea, un indicator bun pentru “independența energetică” a unei țări:
– Pe piața de energie electrică situația nu este foarte bună. În 2018, România a avut al patrulea cel mai mare preț pe piața en-gros de electricitate din UE cu 57.44 EUR/MWh, după Cipru (61.3), Grecia (60,96) și Spania (60,35). Media UE 28 a fost de 52.62 E/MWh, iar Cehia a avut cel mai mic preț din UE (38.71 E/MWh).
– Pe piața de gaz lucrurile sunt diferite, având în vedere și rezervele semnificative ale țării comparativ cu celelalte țări din UE, România având în 2018 al doilea cel mai mic preț din UE (de 20.4 E/MWH) după Cehia (19.88E/MWh). Media UE este de 23.33 E/MWh.
Din păcâte, resursele interne semnificative de gaz pe care le deținem nu sunt folosite într-un procent relevant pentru a crea valoare adăugată (generare energie, industrie chimică, transport pe bază de GNC) ci mai de grabă pentru încălzire (individuală sau în CET-uri), fapt care face ca prețul competitiv al gazului românesc să nu fie un indicator relevant. Mai mult, în industria de electricitate, prețurile medii relative mari realizate în ultimii 3 ani scad semnificativ șansa de a avea industrii competitive.
În plus, referitor la piața de energie electrică, trebuie luată în calcul și capacitatea de interconexiune redusă a României care este de 6.92%, fiind a treia cea mai mică capacitate de interconexiune după Polonia (4.05%) și Spania (5.79%). În intervalul mai mic de 10% mai sunt: Bulgaria (7.08), Italia (8.18), Portugalia (8.73), Germania (8.95) și Franța (9.44). La polul opus sunt Ungaria și Danemarca cu peste 50%.
Problema cronică pare să fie piața de electricitate, cu atât mai mult cu cât politicile EU încurajează electrificarea economiilor. Astfel, se presupune că fără o schimbare radicală de politici, trendul prețului pe piața românească va fi de creștere pe termen mediu și lung.
Din acestă perspectivă, concluzia este clară: rezervele energetice ale României nu se traduc în competitivitate economică și independența noastră energetică este limitată, motivele principale ale acestor aspecte ținând de lipsa de capacitate de generare la prețuri competitive și în condiții de competitivitate reală, și respectiv dezvoltarea redusă a interconexiunii cu țările vecine.
Planul european de redresare economică anunțat recent, care alocă industriei energetice 12,5 miliarde EUR, pare să fie un răspuns adecvat doar că numai finanțarea nu poate rezolva problemele sistemice din România. Astfel, rămâne să definim un cadru și sistem coerent care să stimuleze punerea în practică a unor proiecte de anvergură.
Din păcâte, istoria ultimilor 30 ani arată că șansele nu sunt favorabile. Iar aici nu ne referim numai la energie, ci în tot ce însemna infrastructură mare sau în orice proiect în care numitorul comun este Statul Român. Primul pas ar trebui să îl constituie realizarea unui acord politic național și stabilitatea unei strategii energetice asumate de către toți actorii politici. Fără acest acord asumat, proiecte care au durata de realizare de peste 4 ani (cât este în cel mai bun caz un ciclu electoral) nu se pot și nu se vor realiza. Mai mult, mecanismele de punere în practică a acestor proiecte trebuie gândite granular, până la nivelul managementului companiilor respective, care sunt, de fapt, vehicule de proiect. Încă un aspect foarte important este că acest Plan nu implică deloc capital privat, cu excepția unor potențiale parteneriate public-private (soluție care până acum nu a produs rezultate în România). Capitalul privat, generează, în principiu, capacitatea de realizare a proiectelor de anvergură iar o pentru o industrie modernă este esențială creșterea concurenței în piață, care determină “prețul corect”.
În România, cu excepția industriei SRE dezvoltată după 2010 pe un sistem de stimulare care în 2014 a fost, practic, eliminat și a centralei pe gaz a Petrom aproximativ, 80% din producția de energie este în controlul unui singur acționar – Statul Român. Pentru ca mecanismele de piață să funcționeze, este esențial ca gradul de concentrare în piață să scadă, ceea ce presupune punerea în practică a unor mecanisme și politici care ar stimula capitalul privat să intre în această industrie.
Ce considerați că ar trebui să facă România, pe termen scurt/ lung, pentru a se poziționa cât mai bine în domeniul energetic?
Cătălin Stancu: Așa cum descriam anterior, proiectele de generare și de interconectare din Planul de redresare economică recent anunțat ar putea fi o parte a soluției. Totuși, există un risc semnificativ de nerealizare (parțială sau chiar integrală) a acestor investiții și a timpului mare de realizare.
În acest context, ar trebui avute în vedere, cel puțin următoarele domenii:
(i) eficiența energetică, fiind totuși cea mai ieftină “sursă” de energie. Aici, progresele sunt, practic, nesemnificative. Un sistem coerent și funcțional de stimulare, precum și dezvoltarea companiilor de tip ESCO sunt cheia progresului în acest domeniu.
(îi) generarea distribuită care să fie promovată atât la nivel rezidențial și, mai ales, la nivel industrial
(iii) stimularea proiectelor SRE private la scară industrială, sau de generare la locul de consum pentru marile unități industriale (prin CHP, trigenerare etc.), prin scheme de ajutor de tip “contracte de diferența” la preț de piață (SRE au marele avantaj al costurilor variabile zero, al vitezei de realizare a inițiativelor private și, în consecință, al reducerii într-un orizont de timp relativ scurt al prețului energiei
(iv) promovarea transportului electric
(v) împuternicirea consumatorilor (inclusiv comunități de energie/agregatori) care acum sunt cerute și de Directiva EU944/2019 și Reg EU 943/2019(vi)
(vi) investițiile în infrastructură de rețea și trecerea la Smart grid.
(vii) stimularea cadrului de inovare și cercetare pe tot lanțul de valoare al industriei, care probabil ar trebui să fie printre primele priorități.
Cred că este foarte importantă realizarea unei Strategii Naționale care să țină cont de toate aceste direcții de acțiune și care să aibă un plan de operaționalizare cât se poate de pragmatic, cu mecanisme și targeturi clare.
Ce înseamnă pentru noi faptul că Statele UE au convenit că Fondul pentru o Tranziţie Justă nu va finanţa tranziţia la energia nucleară şi gaze naturale?
Cătălin Stancu: Pe de o parte, este un efect al Green Deal. În industria energetică, acest pact european înseamnă sustenabilitate și emisii zero. Din nou cifre: România are o medie a emisiilor de 682 tone CO2 per 1 milion Euro PIB. Media UE este de 303. Este de așteptat ca orice tehnologie care nu este neutră din punct de vedere al emisiilor să nu fie binevenită în contextul noii paradigme europene. Iar energia nucleară este un subiect extrem de sensibil în pofida evidentului avantaj al emisiilor zero. Rămâne însă opțiunea finanțării private care însă trebuie să treacă de testul eficienței economice.
Pe de altă parte, reprezintă și un test pentru capacitatea de negociere a statelor membre. Din păcate, nici la acest capitol România nu stă foarte bine. Pe scurt, este esențială întărirea capacității de negociere. De asemenea, o dată ce acest capitol va fi încheiat, ar trebui să avem pregătite programe naționale care să corespundă 100% politicilor EU, precum și capacitate de implementare corespunzătoare.
La acest moment, nu există încă o decizie pe aceste subiecte, dar există o propunere de Regulament a Fondului de tranziție justă (Just Transition Fund), care la Art 5 are prevederi exprese referitoare la energia nucleară dar și la interzicerea folosirii acestor fonduri pentru combustibili fosili. În Consiliul EU, aceste prevederi sunt susținute fără rezerve, dar în Parlamentul EU se pot face amendamente și eventual obținute concesii referitor la gazele naturale ca și combustibil fosil de tranziție, cu emisii reduse.
Ce înseamnă acest lucru pentru proiectul exploatării gazelor din Marea Neagră?
Cătălin Stancu: În cazul în care gazul natural nu va fi eligibil pentru aceste fonduri, va fi o opțiune în minus pentru potențialii investitori, având în vedere că generarea de energie este una din modalitățile de bază pentru utilizarea cu valoarea adăugată a producției de gaz natural.
Există însă și alte soluții de finanțare sau de creștere a valorii adăugate. Esențial este să avem acces la aceste resurse. Pentru ca acest lucru să se întâmple, este necesar să luăm în calcul interesul economic legitim al companiilor care și-ar asuma un risc considerabil prin explorare. Fără o abordare pragmatică, riscăm să deschidem dezbateri lungi despre modul de utilizare, care se pot prelungi până la momentul la care valoarea de utilizare economică să facă acele reserve nerentabile în exploatare. Oricum, în condițiile actuale de preț și ale prognozei de evoluție a cererii, este o probabilitate mare ca o decizie de exploatare să fie amânată pe termen mediu.
Cum vedeți planurile de expansiune ale companiilor românești prin achiziții (ex. participarea la licitația pentru activele Cez)?
Cătălin Stancu: Simplificând, o decizie de creștere prin achiziții este o chestiune de calcul economic. Dacă prețul este “corect” (preț efectiv vs perspectiva afacerii) atunci oportunitatea ar trebui valorificată. Este însă și o chestiune de conjuctură economică: sunt actori pentru care rate de rentabilitate relativ mai mici sunt atractive (e.g. fonduri suverane/de pensii). Poți avea o ofertă “corectă” dar care, în context, să nu fie câștigătoare. Asta nu înseamnă că nu ai avut succes, câteodată poți constata că a fost decizia corectă chiar dacă nu ai câștigat.
Este însă o decizie de oportunitate și m-aș limita să comentez doar din punct de vedere al perspectivelor și al momentului – care în contextul COVID sunt, cel puțin pe termen scurt, greu de estimat. Există un risc pe partea de cerere și este clar că asta se va traduce și într-o presiune pe prețuri și tarife. Ori în orice evaluare economică valoarea cash-ului primilor ani dă efect semnificativ în evaluare.
Cum este afectat sectorul energetic de pandemia Covid?
Cătălin Stancu: Cerere în scădere, supraproducție, presiune pe prețuri dar și pe tarife reglementate (ca efect direct al scăderii puterii de cumpărare și a șomajului în creștere, dar și al scăderii cererii care ar trebui să aducă la tarife unitare crescute ceea ce orice autoritate e reticentă să accepte). Plus riscuri operaționale semnificativ crescute mai ales în zone înalt-specilaizate. Cazul prețului barilului este clasic chiar dacă în electricitate efectele vor fi mai aplatizate. Este nevoie de strategii de adaptare/contingență care să ia în calcul aceste noi realități și care să meargă în zona de digitalizare, automatizare (inclusiv a proceselor-RPA), work from home ca soluție permanenetă, înțelegerea schimbării de comportament a clienților și adaptarea sistemelor de management la acest context.
Impactul COVID19 asupra sectorului a fost cvasiubicuu. Într-o industrie destul de tradiționalistă, companiile au fost nevoite să implementeze noi moduri de lucru pentru a limita expunerea angajaților la riscurile de sănătate. Acest lucru a generat o serie de dificultăți. Gestionarea echipelor operaționale a devenit mai dificilă, în contextul muncii de acasă a managerilor sau a altor roluri cu responsabilități de planificare, ceea ce poate genera o întârziere sau nerealizare a planurilor anuale de mentenanță. Telemunca, practic necunoscută companiilor energetice înainte de pandemie, a fost implementată din scurt, iar experimentul pare că a avut rezultate pozitive, întrucât procesele au reușit să funcționeze corect și în acest mod. Activitatea furnizorilor de investiții, una din activitățiile centrale ale companiilor energetice, a devenit mai dificil de monitorizat și probabil că multe companii energetice vor realiza parțial planurile anuale de investiții în 2020.
O altă categorie de schimbări aduse de pandemie este referitoare la comportamentul consumatorilor. Având în vedere că o mare parte din forța de muncă, în România și în orice altă țară UE, a migrat spre telemuncă, există o presiune suplimentară în asigurarea continuității și stabilității în alimentarea cu energie electrică și gaz. Mulți clienți care în mod tradițional interacționau fizic cu furnizorii lor preferă acum să interacționeze online. În ceea ce privește clienții casnici, s-a observat o creștere a ratei de neplată a facturilor de utilități, fapt care a fost, practic, susținut prin politicile guvernamentale care prevedeau menținerea alimentării. Tot în acest sens, probabil că ne aflăm la începutul unei scăderi a economiei, ceea ce se va transpune în creșterea ratei de insolvențe și/sau faliment, iar acest lucru va genera provizioane pe creanțele furnizorilor de utilități. În ceea ce privește cererea, scăderea activității economice generează într-adevăr o scădere a cererii de energie. Totuși, aceasta este parțial compensată de creșterea consumului casnic, care a fost susținută și de întoarcerea în România a aproximativ 1.5 milioane de locuitori.
O bună parte din aceste efecte sunt negative asupra sectorului energetic. Cred că riscul cel mai mare, având în vedere gradul semnificativ de reglementare a prețurilor finale în România, este decorelarea tarifelor reglementate de evoluțiile negative economice. Este posibil ca societățile energetice să fie obligate să susțină o parte din pierderi, fără a putea, din punct de vedere reglementar, să transmită toate aceste evoluții în prețul final.
Cum vedeți digitalizarea în sectorul energetic? A fost accelerat procesul în perioada aceasta?
Cătălin Stancu: Acum mai mult ca oricând sunt actuale concepte ca rețele inteligente – Smart Grid (inclusiv Smart Metering), managementul activelor – Advanced Asset Management, managementul forței de muncă – Work Force management, automatizarea proceselor – Robotic Process Automation, realitate virtuală – VR, managementul relației cu clienții – CRM care să fie centrate pe experiență clienților (inclusiv managementul reclamațiilor). Pe partea reglementată este însă nevoie de adaptarea cadrului de reglementare care să încurajeze investiția în astfel de soluții dar și în inovare și cercetare.
În plus, este nevoie urgentă de adaptarea sistemelor clasice de management la trasferul activității către lucratul de acasă.
Este însă un proces specific fiecărei companii care să țină cont de context dar și de obiectivele strategice și prioritaizarea corectă a inițiativelor.
Ce investiții presupune digitalizarea? Cum pot fi finanțate și care sunt beneficiile?
Cătălin Stancu: Investițiile sunt legate de specificul fiecărei companii, de stadiul de implementatre a digitalizarii, dar ca ordin de mărime în companiile din sectorul energetic, este rezonabilă ca medie o cifră anuală apropiată de 10-20% din bugetul anual de investiții. În mediul reglementat, există însă limite impuse de către reglementator care cred că ar trebui revizuite în contextul actual. Evident fiecare decizie trebuie să aibă la bază criterii de eficiență economică dar ceea ce este important este că digitalizarea devine un factor de supraviețuire mai degrabă decât un factor de succes cum era considerată până acum. Beneficiile se întind de la simpla reducere de costuri (care însă în contextul actual devine esențială supraviețuirii economice) și reducerea riscului de contact direct până la tool-uri moderne de a relaționa cu clienții sau de a face predicții de comportament sau de estimare a cererii sau a creșterii calității serviciilor.
| Știri BVB