Pe o factură de energie electrică, prețul propriu-zis al energiei ocupă mai puțin de jumătate din total. Restul se împarte între tarifele de rețea, taxele și contribuțiile prevăzute de lege. Componenta de rețea este singura care nu se negociază niciodată: indiferent de furnizorul ales, ea este identică pentru toți clienții din aceeași zonă și din aceeași categorie, fiindcă este stabilită prin decizie a autorității de reglementare.
Motivul acestei excepții de la logica pieței este că transportul și distribuția sunt monopoluri naturale. Nimeni nu va construi o a doua rețea de distribuție paralelă pe aceeași stradă doar ca să concureze cu prima. În lipsa concurenței, prețul trebuie stabilit administrativ, altfel operatorul ar putea cere orice.
Două activități diferite, două tarife
Transportul se face pe liniile de înaltă tensiune, exploatate la nivel național de un singur operator. Tariful aferent acoperă întreținerea și dezvoltarea acestei rețele magistrale, dispecerizarea și o parte din costurile de echilibrare a sistemului.
Distribuția se face pe rețelele de medie și joasă tensiune, exploatate de operatori regionali cu zonă de licență exclusivă. Tariful de distribuție este cel mai consistent dintre cele două și este diferențiat pe niveluri de tensiune: cine se racordează la medie tensiune plătește mai puțin decât cine se racordează la joasă tensiune, pentru că folosește o porțiune mai mică din infrastructură.
De aici vine o realitate care surprinde mulți consumatori: doi vecini din județe diferite pot plăti tarife de distribuție diferite pentru exact același consum. Zonele nu sunt egale ca densitate a consumului, ca lungime de rețea pe client sau ca vechime a instalațiilor, iar tarifele reflectă aceste diferențe.
Metoda: venit reglementat, nu cost plus profit
Reglementarea nu funcționează pe principiul rambursării cheltuielilor efectuate. Se aplică o metodă bazată pe plafonarea veniturilor, stabilită pentru o perioadă de reglementare de câțiva ani. La începutul perioadei, autoritatea determină venitul pe care operatorul are dreptul să îl încaseze, pornind de la câteva componente:
- costurile de operare și mentenanță, recunoscute la un nivel considerat eficient, nu la cel raportat efectiv;
- amortizarea activelor aflate în exploatare;
- rentabilitatea capitalului investit, calculată prin aplicarea unei rate de rentabilitate reglementate asupra bazei de active;
- costul energiei consumate pentru acoperirea pierderilor tehnologice din rețea.
Împărțind venitul astfel determinat la cantitatea de energie estimată a fi vehiculată, rezultă tariful unitar. Pe parcursul perioadei, tarifele se ajustează anual cu inflația, diminuată cu un factor de eficiență impus. Acel factor este instrumentul prin care reglementatorul obligă operatorul să reducă în termeni reali costurile, an de an.
Elementul cel mai disputat este baza de active reglementate. Fiecare investiție aprobată intră în această bază și generează, pe toată durata ei de viață, atât amortizare, cât și rentabilitate. Un operator are astfel un stimulent structural să investească, ceea ce este bine când rețeaua chiar are nevoie de modernizare și problematic atunci când investițiile nu sunt strict necesare. De aceea planurile de investiții sunt aprobate în prealabil și verificate ulterior în execuție.
Pierderile din rețea, o linie cu miză mare
O parte din energia care intră în rețea nu ajunge la consumator. Se pierde prin efect Joule în conductoare, în transformatoare și, într-o proporție variabilă, prin consum nemăsurat sau sustras. Aceste pierderi sunt cumpărate de operator din piață și recuperate prin tarif.
Reglementatorul stabilește un nivel maxim de pierderi recunoscut. Ce depășește acel prag rămâne în sarcina operatorului, iar ce se economisește sub el rămâne, cel puțin parțial, la el. Este un mecanism de stimulare a modernizării, dar unul cu efecte laterale: în anii cu prețuri foarte volatile în piața angro, costul aceleiași cantități de pierderi poate varia dramatic. Cine urmărește felul în care se formează prețul orar pe piața pentru ziua următoare înțelege de ce operatorii își cumpără această energie eșalonat, nu într-o singură tranșă.
Unde se duce discuția în anii următori
Presiunea majoră vine din direcția racordărilor. Rețelele au fost proiectate pentru un flux într-un singur sens, dinspre marile centrale spre consumatori. Prosumatorii, parcurile fotovoltaice, stațiile de încărcare și pompele de căldură schimbă complet acest tipar și cer investiții în automatizare, echipamente de măsurare și capacitate suplimentară.
Consecința este că tarifele de rețea vor crește ca pondere în factură, chiar dacă prețul energiei se va stabiliza. Este o realitate incomodă politic, pentru că sună a scumpire fără o cauză vizibilă, dar reflectă un transfer de cost dinspre producție spre infrastructură.
A doua direcție ține de structura tarifului. Astăzi, cea mai mare parte a costului de rețea se recuperează proporțional cu energia consumată, deși costul real al rețelei depinde mai mult de puterea maximă solicitată simultan. Un client cu panouri fotovoltaice consumă puțină energie din rețea, dar are nevoie de aceeași capacitate de racord în serile de iarnă. Rebalansarea către componente fixe sau bazate pe putere este inevitabilă tehnic și dificilă social, fiindcă schimbă cine cât plătește, fără ca cineva să fi consumat altfel.
