Marii investitori din sectorul energiei, companii de utilităţi şi petrolişti, aşteaptă din partea statului semnalele în materie de strategie pentru a-şi decide direcţiile de investiţii pe viitor, fie că este vorba despre mixul de surse de generare a electricităţii sau despre redevenţele pentru exploatarea ţiţeiului şi gazelor naturale. După un nou an de schimbări bruşte de politică şi taxe noi, mesajul transmis în prima zi a celei de-a treia ediţii a ZF Power Summit a fost „vrem predictibilitate şi stabilitate“.
„Majoritatea companiilor de utilităţi se întreabă unde să investească. Tendinţa arată spre ţările emergente din afara Europei. E dificil de spus ce înseamnă acest lucru pentru România. Nu mă aştept la schimbări mari în ceea ce priveşte marii jucători, dar va depinde de evoluţia cadrului legislativ şi de reglementare“, a declarat Eric Stab, preşedinte- director general al GDF SUEZ Energy România, în cadrul evenimentului ZF Power Summit ‘14, realizat de ZF în parteneriat cu OMV Petrom, GDF SUEZ Energy România, Rompetrol, AB Energy România, Alpha Bank, Alro, ArcelorMittal, Azomureş, CEZ, Electroalfa, Enel, ExxonMobil, Marsh Energy România, MOL România, Nuclearelectrica, PwC, Siemens, Totalsoft şi Transelectrica.
„S-au schimbat multe şi nu prea multe în ultimii doi ani“, a spus Stab, întrebat cum vede evoluţia sectorului energetic al României din ultimii ani.
Într-adevăr, în ultimii ani au apărut capacităţi noi de producţie de energie regenerabilă şi a început liberalizarea preţurilor, dar au rămas şi vechile probleme: producători ineficienţi, infrastructură învechită, scăderea producţiei de petrol şi gaze. Nevoia de investiţii este clară, dar care va fi prima destinaţie şi cine va pune banii la bătaie? Statul a scos la licitaţie contractul pentru realizarea noii strategii energetice a României, care ar urma să traseze direcţiile de dezvoltare ale sectorului pe cel puţin 20 de ani.
„Am văzut unele aprecieri cum că de ce ne trebuie nouă să mai construim reactoare nucleare (în condiţiile în care consumul scade – n. red.)? Trebuie să ne gândim şi pe viitor, ce va fi peste 20 de ani, 30 de ani? Noi dorim să eliminăm cărbunele. Bun, dar atunci de unde luăm energie? Nu putem să ne lăsăm pe o singură sursă, trebuie să avem un mix raţional pe care strategia energetică va trebui să-l definească mult mai clar. Care este mixul cel mai eficient pentru România? La această întrebare va trebui să răspundă compania care va prelua realizarea strategiei“, a arătat Constantin Niţă, ministru delegat pentru energie. Nevoia de definire clară a mixului a fost subliniată şi de şefii companiilor de utilităţi. „Care este mixul optim al acestor surse? Statul, adică Guvernul, dar cred că şi Parlamentul, ar trebui să spună: «Dragi investitori, dragi consumatori, iată mixul pe care îl dorim şi iată stimulentele şi acesta este orizontul de timp pe care îl considerăm»“, a spus Adrian Borotea, director de afaceri corporatiste la CEZ România.
Din punctul de vedere al statului, proiectele mai vechi, precum extinderea centralei nucleare de la Cernavodă, merg înainte. Asociaţii privaţi ai statului în acest proiect s-au retras însă, rând pe rând.
„De ce s-au retras acele companii? Simplu, deoarece contextul nu era bun pentru a lua decizii ferme de investiţii în aceste proiecte. Investiţia în Cernavodă 3 şi 4 ar fi cel mai mare proiect industrial din România şi nu este uşor să scoţi banii pentru aşa ceva fără claritate privind preţul viitor“, a mai spus Eric Stab.
GDF SUEZ s-a retras acum câţiva ani din proiectul Unităţilor 3 şi 4, iar la sfârşitul anului trecut au plecat şi ultimii parteneri privaţi, Enel şi ArcelorMittal. Acum statul doreşte să continue proiectul cu banii chinezilor. Eric Stab avertizează însă că şi investitorii chinezi „au aşteptări similare de la predictibilitatea cadrului de reglementare.“
Deşi Guvernul mizează în continuare pe proiecte uriaşe, şefii companiilor de utilităţi se aşteaptă ca un nou segment de dezvoltare pe partea de generare să fie mica producţie de electricitate, în mod descentralizat.
„O tendinţă clară pe multe pieţe este a consumatorilor individuali care devin producători. Acest lucru se întâmplă când ai o utilizare mare a energiei regenerabile la nivel individual. Deocamdată în România nu s-a văzut acest lucru, deoarece investiţiile au fost concentrate în centrale mari, dar în Italia avem jumătate de milion de centrale fotovoltaice, cele mai multe sunt de 1-2-3 kW“, a spus Luca D’Agnese, CEO al Enel România.
Petroliştii văd redresarea pieţei
În ceea ce îi priveşte pe marii petrolişti, aceştia îşi doresc o politică fiscală predictibilă pentru a decide dacă să investească în exploatarea resurselor sau în extinderea lanţurilor de distribuţie a carburanţilor.
„Am fost invitaţi la discuţii cu autorităţile, dar în prezent nu avem nicio propunere. Aşteptăm ca pe baza acestor discuţii să venim cu o propunere specifică“, a spus Mariana Gheorghe, CEO OMV Petrom. Anul acesta, la 10 ani de la privatizarea companiei petroliere, statul şi OMV Petrom negociază un nou nivel al redevenţelor plătite de producătorii de ţiţei şi gaze naturale.
„Autorităţile, când gândesc un sistem de fiscalitate, se uită la sume. Totul e să obţină cât mai mult venit din exploatarea acelor resurse. Ce e important nu e nivelul taxării, ci taxarea care stimulează producţia. Interesul statului e să încaseze cât mai mult, al producătorilor să aibă un sistem predictibil“, a afirmat Mariana Gheorghe.
Pe segmentul de retail, noutatea anului este introducerea unei accize suplimentare de 7 eurocenţi pe litru la carburanţi, dar jucătorii se vor confrunta şi cu taxa pe construcţii speciale, a cărei metodologie de aplicare încă nu a fost clarificată. „Orice taxă introdusă înseamnă un plus de sarcină pentru orice investitor“, a punctat Kinga Daradics, CEO al MOL România.
Cu toate acestea, petroliştii se aşteaptă ca reţelele de distribuţie şi consumul de combustibil să crească, după o perioadă de declin.
„Chiar dacă piaţa în ultimii ani a înregistrat o stagnare, lucru evident şi în celelalte ţări ale Europei, în următorii ani, pe termen scurt şi mediu, considerăm că ritmul de creştere va exista în cote mici. Dar creştere va fi, printr-un sistem concurenţial, prin preluarea unor cote de piaţă deţinute la ora actuală de diverşi alţi jucători. Pe segmentul de retail există în continuare mulţi independenţi pe piaţă. E o posibilitate preluarea unei părţi din activitatea lor“, a apreciat Cătălin Dumitru, vicepreşedinte al Rompetrol Group, locul doi de pe piaţa de distribuţie.
De aceeaşi părere este şi reprezentanta unuia dintre cei mai noi jucători din retailul de carburanţi.
„Aşteptăm o oarecare redresare, pentru că în România gradul de motorizare nu e cel mai mare din Europa. Odată cu creşterea nivelului de trai ne aşteptăm să crească şi numărul de maşini în gospodării“, a spus Ileana Sorina Bălţatu, deputy CEO la NIS Petrol. Compania deţine în prezent o reţea de 14 benzinării, dar până la sfârşitul anului doreşte să ajungă stăpână pe o reţea de mărime dublă.
„Orice investiţie care să sprijine crearea de locuri de muncă va ajuta implicit şi sectorul petrolier în vânzări“, a adăugat ea.
Ce soluţii are România pentru a transforma potenţialul energetic în bani şi locuri de muncă bine plătite
Mariana Gheorghe, CEO al OMV Petrom
Investiţiile sunt cele care creează locuri de muncă, valoare adăugată, factori de multiplicare în România. În ultimii 9 ani am investit 10 miliarde de euro şi am generat taxe şi dividende la stat de 1 miliard de euro. Anul trecut am dat 3,5 miliarde de euro în economia românească.
Noi avem angajaţi 20.000 de oameni, care reprezintă 0,5% din totalul populaţiei angajate, dar indirect asigurăm locuri de muncă pentru 5% din totalul salariaţilor. Angajaţii Petrom sunt cei care se află în spatele profitului record (de 1 mld. euro în 2013 – n.red.) anunţat recent şi, la rândul lor, şi alte companii din România pot depăşi acest prag. Atâta timp cât lucrezi pe principii comerciale, lucrezi cu piaţa, lucrezi cu oameni care dau tot ce au mai bun, şi alte companii pot face aceleaşi lucruri.
Petrom e o companie integrată operaţional 100%. Ceea ce ne propunem noi e să optimizăm continuu această reţea. Am închis două staţii anul trecut, am construit o altă staţie. Astfel de operaţiuni sunt permanente. E absolut nevoie ca fiecare retailer să-şi analizeze poziţia şi rezultatele. Sunt elemente de piaţă pe care toţi cei de-aici le analizăm zilnic şi le luăm în considerare.
Autorităţile, atunci când gândesc un sistem de fiscalitate, se uită la sume. Totul este să obţină cât mai mult venit din exploatarea acelor resurse. Ce e important nu e nivelul taxării, ci taxarea care stimulează producţia. Interesul statului e să încaseze cât mai mult, iar al producătorilor să aibă un sistem predictibil.
Constantin Niţă, ministru delegat pentru energie
Urmează trei listări foarte importante pentru noi anul acesta: Electrica, Hidroelectrica şi Complexul Energetic Oltenia. Toţi banii obţinuţi din listări vor rămâne în companii pentru dezvoltare. Mizez foarte mult pe acest gen de acţiuni la bursă care pot să aducă bani în companie. Avem un calendar care nu este tocmai uşor şi simplu – ca toate aceste companii să fie listate în luna iunie. Consultanţii nu prea sunt de acord ca toate cele trei să fie listate în aceeaşi lună. Vom mai avea o discuţie cu FMI şi Banca Mondială.
Cel mai prost stăm la producerea de energie pe bază de huilă. În acest domeniu nu s-a făcut nicio investiţie. Din 1982 nicio mină din Valea Jiului nu a mai fost modernizată.
Anul 2013 a fost un an plin de proiecte, iar anul acesta ar trebui să înceapă finalizarea lor. În primul rând modernizarea centralei de la Mintia, apoi finalizarea discuţiilor pentru reactoarele 3 şi 4 şi hidrocentrala Tarniţa. În ceea ce priveşte cablul submarin, suntem în faza de găsire a societăţii care va face studiul de fezabilitate, sau să-l updatam pe cel existent.
Deocamdată nu ne gândim la un proces de divizare a Hidroelectrica. Ar fi foarte bine dacă am reuşi să facem acest lucru, mai ales pe zona investiţiilor ineficiente. Hidroelectrica a investit sute de milioane de euro care nu produc un leu. Nu cred că cineva din ţara asta ar face asta dacă ar fi banul scos din buzunarul fiecăruia.
Kinga Daradics, Country Chairman, MOL România
Piaţa de retail, potrivit statisticilor, a fost în scădere sau stagnare. Este clar că în momentul de faţă consumul nu s-a întors la nivelul de dinainte de criză. În pofida acestui lucru, MOL şi-a crescut volumele la 505 mii tone, cu 6% pe benzină şi cu 8% pe motorină.
E foarte greu de estimat unde va ajunge preţul benzinei. El depinde de foarte multe elemente, inclusiv de taxare, dar şi de cursul de schimb euro-leu-dolar, fluctuaţia preţului petrolului pe pieţele globale şi la produsele rafinate. Având acest mix, împreună cu taxarea produsului finit la pompă, e grea estimarea. Anul trecut în prima parte am văzut o tendinţă de creştere, urmată de o tendinţă accentuată de scădere.
România a fost prima ţară europeană care a produs ţiţei. Sunt multe zăcăminte bătrâne, fragmentate, ceea ce necesită investiţii.
Targetul nostru e de a ajunge la 15% cotă de piaţă până în 2015. În 2013 am deschis opt staţii, am anunţat deja anul acesta 4 staţii şi sunt sigură că vom depăşi numărul de 150 staţii până la sfârşitul anului. Suma investiţiilor, în ultmii doi - trei ani, arată că MOL România a investit mai mult decât a fost profitul în România, iar această tendinţă se va menţine.
Ileana Sorina Bălţatu, Downstream Executive Director şi Deputy CEO în cadrul NIS Petrol
Aşteptăm o oarecare redresare, pentru că în România gradul de motorizare nu e cel mai mare din Europa. Odată cu creşterea nivelului de trai ne aşteptăm să crească şi numărul de maşini în gospodării.
E posibil să asistăm la modificări ale structurii pieţei, nu numai în ceea ce priveşte micile reţele sau staţiile individuale. Să nu uităm că Shell a ieşit din piaţă anul trecut, considerând că dacă nu poate atinge o poziţie de top în piaţa românească, nu poate să rămână.
Loc pe piaţă, în general, nu mai există când nimeni nu mai investeşte. Pieţe precum cea din Republica Cehă, unde sunt 3.700 de benzinării, încă mai au loc pentru investiţii. Italia, cu 22.000 de staţii, avea în 2008 o legislaţie care interzicea construcţia unei staţii fără demolarea alteia. După eliminarea legii a început frenezia investiţiilor.
Există o tendinţă clară a preţurilor de a fluctua în timpul anului. Sunt mulţi factori în componenţa preţului şi nu putem spune dacă va ajunge la 7 lei. La fel ca în ceilalţi ani, în condiţii normale, fără o perturbare în vreo ţară producătoare, e posibil să atingem vârful de preţ în timpul verii.
Ne menţinem obiectivul de a avea o cotă de piaţă de 10%, după 2015. Dezvoltarea noastră este corelată cu modernizarea rafinăriei Pancevo şi cu dezvoltarea în alte ţări.
Cătălin Dumitru, vicepreşedinte al grupului Rompetrol
Planurile Rompetrol sunt de întărire şi extindere şi vizează rafinăria Petromidia, unde vom continua procesul de modernizare. Avem în plan construirea unei uzine de cogenerare care va deservi Petromidia, dar parte din energia produsă va fi destinată oraşului Năvodari. În retail, în România, avem în plan deschideea a aproximativ 15 staţii noi şi un proces de rebranduire a peste 65 de staţii pe care le deţinem în România.
România, Ucraina, Georgia sunt pieţe pe care suntem prezenţi. În Turcia am deschis o filială în urmă cu mai bine de un an, cu operaţiuni de trading.
Principalul atu al jucătorilor de pe piaţă, în petrol şi gaze, e dat de calitatea produselor.
Este loc şi pentru retail şi pentru wholesale, în ritmuri de creştere moderate. Chiar dacă piaţa în ultimii ani a înrgistrat o stagnare, lucru evident şi în celelalte ţări ale Europei, în următorii ani considerăm că ritmul de creştere va exista în cote mici, dar creştere va fi, printr-un sistem concurenţial, prin preluarea unor cote de piaţă deţinute la ora actuală şi de diverşi alţi jucători. Pe segmentul de retail există în continuare mulţi independenţi pe piaţă. E o posibilitate preluarea unei părţi din activitatea lor.
Anul trecut, importurile de ţiţei ale României au venit majoritar din zona Rompetrol. În Ucraina e o problemă cu distribuţia în prezent. Evenimentele din ultima perioadă au creat o stare apropiată de haos. Am avut recent câteva mici probleme cu clienţi care trebuia să preia produse şi au fost întârzieri tocmai din această situaţie. În Ucraina vindem până la 300 mii tone pe an. Avem investiţii importante şi în vestul Europei şi în ţările din bazinul Mării Negre.
Vasile Iuga, Managing Partner al PwC South-East Europe
România ar trebui să practice politici care să stimuleze investiţii în producţia de ţiţei şi gaze. În acest moment, depindem de importuri în proporţie de 20- 21%. Perspectiva e interesantă, dar complicată.
Există zeci de sisteme fiscale şi riscuri în a aplica o soluţie din raft neînţeleasă şi netestată în ceea ce priveşte impactul.
Marea Britanie a introdus o taxare suplimentara pentru profiturile companiilor de petrol si gaze care a ajuns la 32%. Dupa care investitiile au scazut in sector si productia a scazut cu pana la 60%, ceea ce a determinat guvernul britanic să acorde deduceri pentru operatorii din sector care au dus rata efectivă de impozitare la doar 15%.
Un sistem de redevenţe cu cote diferenţiate îţi permite să exploatezi şi zăcămintele marginale. El aduce venituri stabile şi garantate la buget de la început, iar investitorul îşi asumă tot riscul. El datorează redevenţe din momentul exploatării comerciale.
În mod normal, preţul gazelor naturale importate de România ar trebui să scadă, urmând tendinţa europeană.
România are cea mai mică producţie pe sondă din Europa şi una dintre cele mai mici din lume. Suntem cu producţia cea mai mică pe sondă. În România există 13.000 de sonde. O sondă din Iraq sau Arabia Saudită dă toată producţia României.
Cine are costuri mici şi grad de înzestrare ridicat are riscuri reduse. România, din acest punct de vedere,
are prospectivitate sub medie, producţia e mică, riscurile sunt mari fiindcă a creşte gradul de recuperare e nevoie de tehnici noi sau zăcămintele noi care se află la adâncimi mari.
Guy Bessis, Managing Director al Marsh Energy
Energia a însemnat întotdeauna risc. Unul dintre lucrurile extraordinare în energie e că trebuie să înveţi din greşelile altora şi trebuie să creezi canale de comunicare între companii. Nicio companie nu poate lucra singură şi trebuie să se consulte cu celelalte companii.
Dacă ne uităm la ce s-a întâmplat în dezvoltarea din România în ultimii 10 ani, vedem că a crescut considerabil numărul de facilităţi din ţară prin cunoştinţele internaţionale venite aici.
Date fiind riscurile fundamentale inerente industriei, aspecte precum poziţionarea guvernului în privinţa redevenţelor, trebuie discutate elementele care schimbă mediul de risc. Unul dintre ele e tehnologia. Unele resurse sunt disponibile acum şi nu erau imaginate înainte. Alt aspect este riscul cibernetic. În energie e un subiect care mobilizează agenţiile guvernamentale pentru managementul securităţii electronice. Acesta e primul nou nivel de risc pentru companiile de energie.
Un megaproiect în energie azi nu e de un miliard de dolari, ci de 10 miliarde de dolari. Alt risc masiv pentru companiile petroliere este gestionarea dimensiunilor şi creşterea costurilor. Am vorbit despre schimbările din gaz, dimensiunea majoră a gazului lichefiat, în Australiia de exemplu, proiecte de 30- 40 miliarde dolari. Dimensiunea schimbă jocul.
Alt element care schimbă profilul de risc al companiilor este volatilitatea şi ritmul schimbării. Am văzut cazul Ucrainei, primăvara arabă, schimbarea politică şi ritmul în care tehnologia schimbă aceste evenimente, prin comunicare de exemplu, metamorfozează profilul de risc al companiilor.
Ce prognoze au cei care alimentează cu gaze şi energie economia românească
John L. Knapp, director general al ExxonMobil Exploration and Production Romania Ltd.
ExxonMobil a investit 500 de milioane de dolari până în prezent în România şi nu am ajuns încă la deciziile comerciale, înainte de care am putea investi încă cel puţin 500 de milioane de dolari. Decizia de comercialitate va dura cel puţin un an.
Din cele 500 de milioane de dolari investiţi, toată suma a fost cheltuită prin procesul de achiziţii publice, unde anunţăm proiectele disponibile. E o industrie nouă pentru România, offshore-ul, chiar dacă ţara are experienţă în onshore.
România are un istoric bogat cu petrolul şi gazele. Aici sunt provocări şi oportunităţi. În Neptun Deep, ExxonMobil operează alături de Petrom. În 2013 am achiziţionat un studiu mare în acel bloc, cel mai mare până în prezent şi procesăm datele seismice. Acest proces e unul care nu se termină niciodată. 2014 va fi un an interesant în Neptun Deep, vom continua să forăm acolo. Vom continua să forăm la Domino 2, pentru a înţelege dimensiunea resursei de acolo.
Adiacent la Neptun Deep este Midia Deep, pentru care tocmai am încheiat acordul de transfer. În funcţie de rezultatele de acolo am putea fora. Anul trecut am anunţat că am încheiat contractul pentru platforma Ocean Endeavor, o platformă semisubmersibilă de a cincea generaţie.
Sky Tower din Bucureşti are 140 metri. Comparaţia arată că Domino forează la o adâncime de şase clădiri Sky Tower. E o realizare remarcabilă şi o provocare tehnologică formidabilă.
Explorarea în apă adâncă e foarte riscantă, iar patru din cinci puţuri eşuează. Comparaţia dintre Marea Neagră şi Marea Nordului arată cum pot fi dezvoltate resursele cu un mediu investiţional potrivit. Dacă vor ajunge la acelaşi nivel, nu ştiu, dar ExxonMobil şi Petrom vor merge în acea direcţie pentru a vedea dacă se poate întâmpla.
Studiile detaliate pe care le-au făcut ExxonMobil şi Petrom în timp, plus alte studii şi programe 3D seismice, au dus la reuşita puţului din Marea Neagră. Asta nu a însemnat că explorarea în acest bloc e mai uşoară decât în altele. Rezultatele iniţiale arată că Neptun Deep din Marea Neagră e mai predispusă la gaz decât petrol.
Eric Stab, preşedinte şi director general al GDF SUEZ Energy România
Suntem un producător de gaz, dar nu suntem ExxonMobil. Momentan nu intenţionăm să investim în Marea Neagră.
Majoritatea companiilor de utilităţi se întreabă unde să investească. Tendinţa arată spre ţările emergente din afara Europei, mai puţin în Europa. Pentru România asta înseamnă că nu vor fi schimbări majore în prezenţa jucătorilor mari, dar depinde de cadrul legislativ.
Pentru mine, principalul motiv pentru a rămâne în România este potenţialul ţării, care este mare, în termeni de resurse, comparativ cu alte ţări din Europa. De asemenea, există aici o creştere a cererii, pe măsură ce România prinde din urmă celelalte ţări din Europa din punct de vedere economic. Ca atare, investiţiile se vor concentra pe reţelele de distribuţie gaz.
În ceea ce priveşte taxa pe stâlp, în funcţie de baza de taxare şi dacă e vorba de brut sau net, impactul ar fi între 6 şi 15 milioane de euro. Suntem impactaţi pe toată reţeaua de gaze, de exemplu. Impactul în facturi va fi minim. Sunt mai preocupat de impactul anticipării dereglementării preţurilor la gaz pentru consumatorii industriali decât de impactul acestei taxe.
În prezent, sunt 170 mii de clienţi business care sunt pe tarif reglementat. Aceştia vor veni ulterior în piaţa liberă, moment în care întrebarea va fi ce gaz e disponibil pentru ei şi la ce preţ. Azi nu avem o piaţă de wholesale care să funcţioneze la gaz.
Virgil Metea, directorul general al Romgaz
Romgaz are un buget de investiţii de un miliard de lei, circa 80% din bani mergând către explorare. Compania dispune de un cash de aproximativ 1,8 miliarde de lei, plasaţi în diferite bănci. Din punctul acesta de vedere am mers pe risc minim la felul în care am utilizat aceste resurse. Nu sunt investiţi în niciun fel de business. Ei sunt în depozite şi certificate de trezorerie.
Aceşti bani arată o poziţie financiară bună, dar vor fi folosiţi dacă proiectele în care suntem implicaţi sunt costisitoare.
Din 2008 până în prezent, producţia de gaze s-a stabilizat şi a rămas aproape constantă în ultimii cinci ani, cu un declin de 1%.
Este foarte dificil să orientezi un investitor spre o companie. Sunt şi mijloace să faci asta prin felul în care o prezinţi, dar mai ales prin ceea ce este. Romgaz prin ceea ce este la ora asta şi prin potenţialul pe care îl are oferă suficiente argumente pentru o decizie de investiţie.
Media redevenţelor plătite de Romgaz este în jurul a 7%. Este între 3% şi 13,5%. În stabilirea redevenţelor e important să rămânem în zona motivaţională şi competitivă în care să nu se sperie investiţiile, să păstrăm echilibrul.
Noroc că producţia de electicitate reprezintă doar 3% din producţia Romgaz. Este o activitate destul de dificilă în prezent pentru centralele care utilizează combustibil fosil. Sperăm să apară şi o relaxare a centralelor de tipul acesta.
Tot ce înseamnă explorare în România dă foarte mult de bănuit ţinând cont de scandalul cu gazele de şist. Normal ar fi să recunoaştem potenţialul şi să vedem de-abia ulterior ce şi cât exploatăm.
Relaţia cu InterAgro a devenit un pic mai specială şi ţinând cont de istoricul relaţiei noastre şi faptul că InterAgro are datorii la Romgaz, s-a decis ca până la găsirea unei soluţii viabile să oprim livrările. Datoriile cu penalităţi sunt în jur de 400 mil. lei.
Referitor la participaţiile din Slovacia, sunt în fază de explorare, nu avem încă rezultate acolo. În Iraq nu mai suntem participanţi direcţi şi nici cooptaţi.
Este greu de spus dacă vom ajunge la nivelul Petrom în următorii zece ani, nu e imposibil, dar trebuie să fim raţionali.
Adrian Borotea, membru al directoratului şi director afaceri corporatiste în cadrul CEZ România
România are unul dintre cele mai scăzute preţuri pentru consumatorul final din Europa. Preţurile sunt reduse aici comparativ cu alte ţări, deci e bine pentru consumatori. Pe de altă parte, din punctul de vedere al investitorilor, nu e prea mult loc de investiţii, pentru că investiţiile trebuie recuperate. Indiferent ce decide guvernul, e nevoie de bani, de siguranţa că investiţia va fi recuperată. Al doilea pas este întrebarea dacă investiţia va fi profitabilă şi cât de profitabilă va fi.
Când concepi un proiect mare pentru România, trebuie să îl compari cu alte proiecte similare din alte ţări, după care concurezi cu ţări cu reglementări similare, după care ajungi la concluzii.
În China, pentru consumatorii industriali preţul e la jumătatea celui din România, cam 50 de euro. Pentru consumatorii casnici, preţul e cam de de 30 lei, calculat în monedă locală.
Dacă creşterea economică vine de la industrie şi din servicii, consumul de electricitate ar trebui să fie mai mare. Consumul industrial e cel conectat la PIB.
Avem deja 10.000 de smart meters instalate, am început cu consumatorii industriali. Legea e clară, în 2020 trebuie ca 80% dintre utilizatorii noştri să folosească smart meters.
Taxa pe stâlp este o chestiune de a stabili baza de taxare, ceea ce ar trebui făcut rapid. La finalul lui aprilie ar trebui să ştim cât plătim, dar va fi probabil între 10 şi 15 milioane de euro anual. Anul acesta impactul pe facturi va fi zero. Cel mai apropiat an în care se va simţi impactul este 2015.
Luca D’Agnese, CEO al Enel România
Preţurile rezidenţiale din România sunt mult mai mici decât în alte ţări europene. Gospodăriile au putere de cumpărare mai scăzută. Pe de altă parte, costul de producţie a unui KWh e acelaşi. Ce am anunţat anul trecut, investiţia de 500 mil. euro pe cinci ani (cam 100 mil. euro pe an), reprezintă o investiţie pe care intenţionăm să o continuăm.
Ţări precum Germania au pus costurile schemelor de suport pe umerii consumatorilor casnici, pentru a proteja consumatorii industriali. Un factor- cheie nu este numai preţul absolut al energiei, ci şi mişcările relative în timp. În Italia, preţul electricităţii a fost cel mai mare în Europa în ultimii 30 de ani. Preţul a rămas constant, iar companiile s-au adaptat.
O problemă este schimbarea abruptă a preţurilor. Dacă preţurile se schimbă peste noapte, consumatorii industriali se confruntă cu o ameninţare imediată a competitivităţii. România trebuie să investească în conservarea energiei.
O tendinţă vizibilă în multe pieţe este aceea că consumatorii individuali devin producători. În România nu am văzut acest aspect încă, pentru că investiţiile merg spre centrale mari.
Ultima oră Borza: Hidroelectrica a intrat din nou în insolvenţă
Hidroelectrica, cel mai mare producător de energie din România, a intrat din nou în insolvenţă, potrivit lui Remus Borza, avocatul care controlează EuroInsol, fostul administrator judiciar al companiei. În iunie anul trecut Hidroelectrica abia ieşise din insolvenţă, la un an după pronunţarea deciziei. „Nu ştiu nimic. Am fost la tribunal în calitate de martor în procesul privind contractul cu Energon Cluj“, a declarat directorul general al companiei, Mihail Stănculescu. Borza nu a precizat motivele care au dus la intrarea din nou în insolvenţă a companiei, care anul trecut a finalizat cu un profit net de 130 mil. euro.
Articol publicat în ediţia tipărită a Ziarului Financiar din data de 26.02.2014
Pentru alte știri, analize, articole și informații din business în timp real urmărește Ziarul Financiar pe WhatsApp Channels
