Jean Constantinescu / Interesele și problemele României în piața de energie electrică

 1- export de energie: Cum, cât, în ce fel ?

Rentele nu mai sînt la ele acasă într-o piaţă concurenţială. Nu se poate vorbi încă de un comerţ liber cu energie electrică în Europa de Sud-Est (SEE). Afacerile s-au desfăşurat într-un cadru de reglementare obstrucţionat şi au fost determinate mai degrabă de interesul pentru rente, adică profituri peste preţul pieţei.

Pe o piaţă cu adevărat liberalizată, participanţii intraţi în ordinea de merit vînd energia la preţul marginal („price takers”) al ultimului kWh vîndut. Regenerabilele şi centralele electronucleare intră primele în piaţă, avînd costuri fixe mari şi pondere mică a costurilor variabile. Un studiu IEA din anul 2010 arată că centralele nucleare din CEE aveau un cost fix mediu normalizat (fixe levelised cost) de €45 pe MWh pentru o rată de scont de 5% (€73 pentru o rată de 10%), şi unul variabil (variable levelised cost) de circa €7 Eur pe MWh. Urmează centralele eficiente pe bază de combustibili fosili, carbuni şi gaze naturale în tehnologia CCGT. Preţul de închidere a pieţei va fi satbilit de o centrală îmbătrînită pe gaze naturale, pacură sau cărbuni.

Rentele apar cînd în pieţe se există diferenţe artificiale între curbele naţionale ale ordinei de merit, rezultate din administrarea capacităţii de interconexiune transfrontieră, tarifelor de transport şi preţurilor angro. Aşa se face că 1 kWh vîndut de un producător din România pentru €30, sau de CEZ din Cehia către Romania pentru €40, se revinde la bursa din Grecia către distribuitorii locali la preţuri de €80 – 90.

Export moderat de energie electrică, dar cu variabilitate accentuată. În anii buni, exportul a fost de 2,5 – 3,5 TWh, faţă de producţii nete de pînă la 58 TWh. Va ramîne probabil la acest nivel şi în anul 2020, la o producţia netă ce va trece de 70 TWh. Bulgaria şi Croaţia au anunţat că vor să construiască centrale nucleare. Grecia, Macedonia şi Serbia speră să folosească gazele naturale ruseşti, Kosovo caută investitori pentru o termocentrală pe bază de cărbune, în timp ce Albania concesionează hidrocentrale. Va fi greu de găsit circa €15 miliarde pentru investiţii în surse şi linii de transport în condiţiile în care autorităţi de reglementare dependente politic menţin un preţ de numai €0,07 pe kWh la consumator. Companiile de energie din Albania, Macedonia şi Grecia au înregistrat pierderi considerabile în ultimul deceniu.

Nici România nu e ocolită de dificultăţi. Consumul de energie electrică creşte mai repede decît energia primară, centralele termoelectrice au o eficienţă scăzută, iar pe ansamblu, peste 82% din echipamentul de generare a fost pus în funcţiune înainte de revoluţie. Cerinţele de mediu din ce in ce mai costisitoare vor creşte preţul mediu al energiei generate de la €40 – 45 pe MWh, în prezent, la peste €70 pe MWh în anul 2020. Dacă un boom al volumului de export e improbabil, atunci ne putem întreba: ce structură de livrări ar avantaja firmele din România ? Hidroelectrica, deţinatoare a celui mai mare parc hidro regional, şi producătorul eficient şi „flexibil” pe gaze naturale, ar avea maximul de cîştig vînzînd energie de echilibrare sau la vîrfurile de consum.

În trecut, producătorul de energie hidroelectrică a vîndut aceste servicii valoroase la preţuri de energie de bază, generînd rente pentru alţii şi creînd uneori dificultăţi sistemului naţional. Cît timp deficitele de balanţă vor persista în regiune, vor căuta să vîndă şi producătorii termo mai puţin flexibili şi eficienţi. Din păcate, cu şanse din ce în ce mai reduse deoarece, în general, costurile nu le sînt acoperite de preţul energiei de bază sau în regimuri de pornire – oprire. Fermele eoliene şi solare, printre cele mai mari din regiune, îşi vor extinde vînzările în afara graniţelor, aceasta fiind şi cea mai ieftină soluţie de echilibrare^(*1). Pe termen lung, ne putem aştepta la concretizarea interconexiunii din jurul Mării Negre (Black Sea ring) şi la tranzite semnificative de energie din Rusia şi Ucraina către Turcia şi Grecia, sau către Italia, Austria şi Germania. România ar avea mult de cîştigat, reţeaua naţională ar fi folosită la capacitate, securitatea alimentării cu energie ar creşte, iar pentru centralele electrice flexibile s-ar deschide o nouă piaţă de servicii de sistem.

2- Evoluţii din UE de care trebuie să ţinem seama

Piaţa unică a UE e anunţată pentru anul 2014. În pregătirea evenimentului, Comisia s-a axat pe următoarele trei acţiuni:

• Implementarea legislaţiei UE şi întărirea reglementării privind concurenţa. Au fost lansate proceduri de infridgement împotriva ţărilor care nu au transpus integral al treilea pachet al pieţei energiei, între care şi România . În acest an trebuie implementate procedurile şi standardele obligatorii pentru integritatea şi transparenţa în piaţă (REMIT) şi înfiinţată o unitate specializată a Consiliului Concurenţei pentru monitorizarea continuă a pieţei angro.
• Întărirea statutului consumatorului de energie. Acesta va avea dreptul să schimbe gratuit furnizorul în cel mult 3 săptămîni şi să primească informaţii clare despre preţuri, tarife şi oferte. Autorităţile şi furnizorii trebuie să renunţe la preţurile reglementate, care dau o falsă impresie de protecţie şi descurajează investiţiile, să sprijine consumatorul vulnerabil şi instalarea de contoare inteligente pentru controlul facturii în timp real.
• Asigurarea unui proiect de piaţă flexibil. Comisia nu recomandă instituirea pieţei de capacităţi de generare, paralelă pieţei de energie, pentru că aceasta menţine izolarea pieţelor şi împiedică investiţiile. Pentru creşterea resurselor de echilibrare, ţările trebuie să acorde importanţă soluţiilor transfrontieră, mai ieftine.
  

  Modelul UE de proiect de piaţă mai ridică încă semne de întrebare.

  
  

  Un proiect de piaţă (market design) e tributar modelului de acces la reţea. Pînă în prezent, au concurat două modele de acces, ambele bazate pe controlul unor limite fixe de circulaţii de putere (NTC – net transfer capability) prin coridoare de transport transfrontieră:

  • a) În modelul CAO (centralized Auction Office), un reprezentant al TSO-urilor din regiune alocă prin licitaţie, în afara pieţei de energie, drepturi de capacitate de transport transfrontieră. Dar CAO e opac pentru participanţii la piaţa de energie, colectează taxe adiţionale exact pe graniţele politice şi nu se stimulează TSO-urile să construiască noi interconexiuni. Un astfel de oficiu s-a înfiinţat pentru regiunea SEE, ca a 8-a regiune a pieţei UE.
  • b) În modelul de cuplare a pieţei (market coupling), bursele de energie (PXs – power exchanges) alocă capacităţile de transport disponibile implicit, în cadrul tranzacţiilor bursiere spot cu energie. Este soluţia – pivot a politicii UE de realizare a pieţei unice de energie. În general, preţurile medii în zone de piaţă concurenţială scad prin cuplare, fapt demonstrat în regiunile CWE – Franţa, Germania, Olanda şi Belgia (cuplare de preţ) şi Scandinava (cuplare de volum). În Europa de Centru – Est (CEE), Ungaria a reuşit o cuplare la pieţele Cehiei şi Slovaciei şi, în paralel, se desfasoară proiectul de cuplarea a Poloniei şi Romaniei. Dar, adevăratul examen îl dau 13 TSO-uri şi 4 PX-uri într-o încercare de cuplare inter-regională NWE – Europa de Nord-Vest, reprezentînd 75% din piaţa EU. Planul prevede adăugarea la regiunea CWE a pieţelor Nordică, Baltică şi a Marii Britanii, ca şi a interconexiunii Suediei cu Polonia. În ciuda presiunii constante venite din partea Comisiei şi a reglementatorilor, se înregistrează reculuri şi frustrări ale participanţilor, în special din cauza lipsei de transparenţă.

  În actualele abordări reţeaua nu sprijină suficient piaţa de energie. Ambele modele de integrare regională se raportează la o limită NTC fixă, conservativă, a puterii transferate prin coridorul transfrontieră. Se ignoră astfel resursele de flexibilitate ale reţelei ce pot fi mobilizate de TSO-uri în virtutea atribuţiilor lor operaţionale.

  De pildă, NTC pe întreaga frontieră a României e cu 30 – 40% mai mica decît capacitatea nominală a celor 9 linii de 400 kV. Cel mai afectate sînt sursele variabile. Limitele fixe le împiedică accesul la reţea la nivelul capacităţii reale. Limitele fixe de putere pentru tranzacţii care implică interconexiuni reduce interesul TSO pentru dezvoltarea reţelei, nu respectă criteriul de proiectare şi goleşte de conţinut autorizaţiile de racordare. Pentru reducerea acestor inconveniente, de doi ani se încearcă în CWE un model de cuplare bazat pe estimarea circulaţiilor de puteri (flow – based). Credem că nici această încercare nu va fi încununată de succes, întrucît: (i) în general, un PX nu e capabil să determine restricţiile reale de funcţionare ale sistemului de energie electrică, (ii) PX nu găseşte soluţii de potenţare a accesului la piaţa de energie electrică, şi (iii) răspunderea privind siguranţa operaţională a sistemului nu e clar împărţită între TSO şi PX.

  Pentru piaţa unică, cel mai potrivit model de acces e de tipul „intrare – ieşire”. Tarifele şi limitele de capacitate ar trebui practicate numai la punctele de „intrare” şi ieşire” ale reţelei de transport. Trecerea la acest model, care ignoră transferurile de putere prin forntiere, ar impulsiona atît integrarea pieţei de energie şi regenerabilelor, cît şi dezvoltarea adecvată a reţelei. Tarifele de transport „intrare – ieşire” par acum o soluţie de-la-sine înţeleasă, dar lucrurile nu au stat aşa de simplu cu 15 ani în urmă. Tarifele „intrare – ieşire” ţin seama şi de costul congestiilor în reţea. Modelul propus nu face decît să extindă principiul tarifar şi la alocarea volumului serviciului. Bursele de energie ar avea toate datele pentru alocarea implicită a capacităţii la punctul de racord la reţea. TSO-urile ar deveni cu adevărat interesate să crească capacitatea interconexiunilor pusă la dispoziţia pieţei. Inclusiv în operarea curentă, prin folosirea flexibilităţii deja construite în reţea. Ar mai fi necesare doar unele reglementări privind coordonarea regională a monitorizarii transportului si pieţele regionale pentru energia de echilibrare, pentru ca TSO-urile să fie ferite de riscuri inacceptabile. Autorul a pledat pentru acest model într-o scrisoare transmisă ACER, în legatură cu proiectul de Cod UE privind alocarea capacitatii de transport si managementul congestiilor (CACM).

  3. Concluzii: Ce ar trebui pus la punct şi promovat de către România

  Eliminarea distorsilor introduse de reglementări. Preţurile angro ale energiei electrice artificial menţinute la niveluri scăzute produc rente în tranzacţiile externe, pe seama consumatorului român. Contractele reglementate, inflexibile, nu lasă loc schimburilor avantajoase derivînd din diferenţele regionale de generare şi consum. Nu se justifică nici taxele de tranzit, import, export sau monopol natural. Transelectrica poate recupera orice plată i se cuvine, dar incasată de alt TSO, prin mecanismul ITC – Inter-TSO Compensation mechanism.

  Un program real de eliminare treptată a strangulărilor de transport, interne şi transfrontieră. Liniile electrice de transport ale sistemului naţional au capacitatea nominală mult peste circulaţiile actuale de puteri. Dar, din cauza unor strangulări locale (bottlenecks), cerinţele de stabilitate ale sistemului impun reduceri de transfer în secţiuni interne ale reţelei. Cu mare impact negativ asupra capacităţilor de interconexiune externă şi de racord pentru generatoare electrice. Studiile au arătat că acestea provin din absenţa unor conexiuni de 400 kV pe direcţia Est – Vest (axa Suceava – Bistriţa – Cluj – Tarniţa – Oradea) şi Nord – Sud (liniile Suceava – Gutinaş, Gutinaş – Lacu Sărat, Arad – Timişoara – Porţile de Fier, etc.). Apreciem că numai realizarea axei Est – Vest ar creşte capacitatea de racord a parcurilor eoliene cu 1500 – 2000 MW. Toate aceste proiecte, ca şi liniile transfrontieră de 400 KV Suceava – Bălţi, Săcălaz – Novi Sad şi interconexiunea în cablu submarin cu Turcia, aşteaptă de ani buni să fie executate. Proiectele ar putea fi încadrate în unul din cele 12 coridoare şi zone de energie ale infrastructurii trans-Europeane, pentru care UE oferă sprijin în finanţare şi autorizare.

  Promovarea în UE a modelului „intrare – ieşire” de acces la reţea. Existenţa în ţară a marilor producători de energie electrică variabilă, cu disponibilităti de export, face ca România să aibă interes pentru promovarea unor reglementări de acces rapid la reţeaua şi piaţa regională. Energia alternativă ar beneficia în mod special de acest model, economisind energie de echilibrare, deficitară şi scumpă, şi fiind ferită de întreruperea livrărilor. Dar, despre scoaterea din stoc a energiei electrice alternative vom prezenta mai amplu în episodul următor.

  *
  (*1) – În unele zile (de ex. 31.03.2013), au fost intervale orare în care excedentul de energie alternativă a obligat participanţii la piaţă să oferteze cu preţ zero. Se poate ajunge chiar la preţ zero de închidere a pieţei, dacă această strategie e adoptată şi de producatorii termo, pentru a mai din foarte costisitoarele opriri de cazane.

  ***

  Jean Constantinescu este consultant și cercetător în Energie, fost președinte al ANRE și coordonator din partea International Resources Group pentru proiectul USAID. A participat la înființarea majorității instituțiilor de reglementare românești din domeniul Energiei.