Premieră – Au apărut prețurile negative la energie electrică în România. De ce nu sunt un motiv de bucurie

De la 1 septembrie, momentul în care s-au schimbat regulile pe piața de echilibrare de energie electrică, asistăm la o premieră: prețurile negative. Iar acestea nu au fost un accident, și sunt mai degrabă regula în piața de echilibrare.

De atunci, în majoritatea intervalelor orare, prețul de excedent în piața de echilibrare a fost negativ, iar în multe dintre ele acesta a fost și de minus 100 de lei/MWh.

Situația a apărut ca urmare a schimbării regulilor pe piața de echilibrare (PE), de la 1 septembrie. De atunci a fost eliminată orice restricție pe această piață, adică inclusiv restricția de preț negativ și “ecartul” de 450 de lei plus prețul de închidere al pieței spot (PZU) care trebuia să existe între prețul de deficit și cel de excedent.

Prețul de excedent este cel pe care îl primește, de exemplu, un producător de energie electrică ce rămâne în dezechilibru pozitiv (produce mai mult decât a estimat) pe piața de echilibrare (cea mai apropiată de momentul livrării efective a energiei, după piețele la termen, piața pentru ziua următoare și piața intrazilnică). Până la 1 septembrie, acest preț era destul de mic (câțiva lei/MWh), dar iată că el a devenit acum negativ, deci penalizator. Așadar, acum, dacă un producător solicită să intre “la creștere” în piața de echilibrare, pentru că are, brusc, energie disponibilă pe care nu a putut-o contracta anterior pe alte piețe, el nu mai primește bani pentru această energie ba, dimpotrivă, plătește.

O situație cumva anormală, ca un producător intern să fie penalizat pentru că produce mai mult (introduce un dezechilibru) în condițiile în care România consumă constant energie electrică din import.

Pe de altă parte, dacă un producător solicită să intre “la scădere” în piața de echilibrare, adică să anunțe disponibilitatea de a produce mai puțin decât notificase inițial, el va primi bani pe măsura cantității de energie pe care își asumă să nu producă. Pe vechile reguli din PE, dacă un producător oferta “la scădere”, plătea. Pe regulile de la 1 septembrie, el este plătit pentru asta.

Perdanți și efecte

Perdante sunt două categorii. Primii sunt producătorii din regenerabil, mai ales eolian care, în ciuda prognozelor din ce în ce mai bune, nu pot fi totuși “pe zero”, din cauza caracterului impredictibil a resursei. Dacă ei au brusc parte de mai mult vânt decât notificaseră inițial și au o creștere a producției, sunt penalizați când o ofertează în PE, adică trebuie să plătească să li se ia practic energia în sistem. Desigur, producția din regenerabil este stipendiată și cu certificate verzi, deci în unele cazuri poate rămâne totuși profitabilă și în aceste condiții. Ceilalți sunt furnizorii care, dacă din cauza unei scăderi “pe ultima sută” a consumului clienților lor, notifică energie disponibilă suplimentar în PE, pentru că nu o mai pot consuma și nici vinde pe altă piață. Paguba rămâne la ei, nu trece la consumator, întrucât contractele de furnizare nu au și clauze prin care consumatorii să plătească pentru dezechilibre.

Pe de altă parte, producătorii care notifică în PE “la scădere” sunt cum am spus avantajați de noile reguli (primesc bani, de fapt prețul negativ al celorlalți înseamnă câștig pentru ei) și, tocmai de aceea, unele voci din piață spun că sunt în PE sunt volume mari de energie “la scădere”.

Dincolo de apariția acestor prețuri negative de excedent, noile reguli din PE, care au scos limitele de preț, au condus la o creștere și mai mare a prețului de deficit – repetăm, regula plafonului de 450 de lei peste prețul de închidere al PZU nu se mai aplică.

Spre exemplu, în data de 11 septembrie, la ora 21, prețul de deficit din PE era de 887 de lei/MWh. Prețul PZU era, pentru aceeași zi, de 225 de lei/MWh. Dacă se menținea limitarea, nu s-ar fi putut sări de 705 lei. Prețul de deficit este plătit de cei care dezechilibrează sistemul pe negativ, adică produc mai puțin decât au notificat.

Aveți mai jos o evoluție comparativă a prețului de deficit în luna august și luna septembrie, de când au intrat în vigoare noile reguli, din care se observa creșterea față de nivelul PZU

În aparență, situația pare corectă, dar dacă aceste realități se mențin, există câteva pericole pe viitor, potrivit celor din piață cu care am vorbit.

După cum am spus, cei mai penalizați sunt cei din regenerabil, care plătesc acum și când produc mai puțin și când produc mai mult decât au prognozat. Plata acestor dezechilibre este cumva corectă, dar atunci când vorbim despre sume situația de ansamblu se schimbă. Dacă pe piețele mature ei plătesc 1-2 euro/MWh cost cu echilibrarea, la noi se ajunge și la 15 euro. Desigur, este încă funcțională schema e sprijin cu certificatele verzi, dar și aici este un mare DAR, în condițiile în care este un excedent de certificate pe piață. În cazul în care prețul de excedent se duce prea jos, “regenerabilul” poate ajunge să oprească centrala, iar acesta este efectul pe termen scurt. Efectul pe termen lung este lipsa investițiilor în capacități noi în regenerabil, și din această cauză, în condițiile în care Românai și-a asumat în fața Comisiei instalarea a 7.000 MW noi în regenerabil (cifra derivă din țintele din Planul integrat energie-mediu).

Însă apare și alt efect – posibila creștere a importurilor, în condițiile în care chiar ar exista energie suficientă produsă local. După cum se știe, cei mai mari câștigători în piața de echilibrare sunt grupurile flexibile hidro și pe gaz. Atenție însă, pe actualul mecanism din PE, dacă ei ofertează la scădere, primesc bani, în condițiile prețului negativ de excedent. Ca atare, în unele momente poate fi rentabil pentru ei să facă acest lucru, atrași de faptul că primesc bani pentru asta și își conservă resursa pentru a produce altă dată. Deci primesc bani ca să producă mai puțin. Ceea ce, pe termen lung, înseamnă import.