Mecanismele noilor evoluții ale piețelor energetice globale a prins România nepregătită. Absența investițiilor, mult sub nevoile cunoscute de multă vreme, scumpește electricitatea și gazele naturale. Prețurile urcă și din cauza lipsei de viziune ori chiar a neglijenței autorităților, care au ratat momentul fructificării unor oportunități sau reforme. Se adaugă administrarea precară a procesului de liberalizare, speculată de unii vânzători de energie.
Scumpirea electricități și a gazelor naturale a ajuns la consumatorul casnic, iar viitura maximă abia acum urmează.
Mecanismele scumpirilor energiei se rezumă astfel, potivit experților consultați de CursDeGuvernare:
- Dublarea prețului certificatelor de emisii poluante (GES) pe piețele internaționale a scumpit energia produsă în România de echipamentele vechi pe cărbune și pe gaze naturale.
- Echipamentele sunt vechi și deja produceau energie mai scumpă.
- Scumpirea GES a amplificat efectul întârzierii investițiilor în noi exploatări de gaze naturale, în contextul epuizării celor existente. Oferta internă nu echilibrează cererea în creșterea și prețurile cresc, ca în graficele manualelor de liceu economic.
- Jocurile politice meschine (v. OUG 114 și Legea Ofshorre) încă mai blochează exploatarea celui mai bogat zăcământ românesc din Marea Neagră.
- Și liberalizarea completă a pieței a amplificat tendința de scumpire, cu atât mai mult cu cât a fost prost administrată. Furnizorii nu și-au ascuns apetitul pentru creștere tarifelor populației, după ce ani de politici populiste le-au menținut adminstrativ la niveluri cât mai scăzute cu putință.
- În fine, structura deficitară a pieței interne nu a oferit instrumentele de administrare a riscurilor necesare jucătorilor, a îndreptat tranzacțiile pe sectoriul spot, mai scump, a contribuit la creșterea prețurilor și a încurajat apetitul speculativ al jucătorilor.
Rezultatul: prețurile la consumator cresc accelerat. Și sporește inflația, afectează redresarea economică și bunăstarea românilor.
Polițele întârzierii investițiilor au ajuns dramatic la scadență
În România abia funcționează jumătate din capacitățile de producție de energie electrică de 19.600 MW, înregistrate oficial la Autoritatea din domeniul energetic (ANRE), fie că funcționarea lor este mult prea costisitoare, fie pentru că nu mai este posibilă deloc.
Cei doi mari producători de gaze naturale și-au redus constant producția. OMV Petrom (SNP) și Romgaz (SNG, controlat autoritar de stat) acoperă circa 93% din total
„Producția internă de gaze este în cădere liberă și aceasta este una din principalele cauze ale scumpirilor. De asemeni, lipsa investițiilor în capacități noi (de extracție, n.r.), în principal în Marea Neagră, a dus la creșterea proporției importurilor până la 20% din necesar, iar producătorii interni se aliniază la prețurile acestora”, a explicat Gabriel Purice, președinte-director general al BRM.
Explicația directorului BRM vine după o serie de maxime istorice a prețului gazelor naturale în tranzacțiile angro.
(Citiți și: „Recorduri istorice la prețul gazelor angro pe piața de la București și pe cea regională de la Viena. Cauzele”)
„Între lipsa investițiilor și deficiențele pieței energiei electrice este o legătură. De pildă, posibilitatea de a încheia contracte pe termen lung (așa numitele PPA-uri, Power Purchase Agreements) a venit foarte târziu și este limitată la capacitățile noi. Or, resursele pentru investiții se pot mobiliza și cu capacitățile actuale. Prin PPA-uri s-ar acoperi și o parte din deficitul de producție”, a explicat, la rândul lui, Sorin Elisei, director al departamentului de energie și sustenabilitate al Deloitte România.
Prin contractele pe termen lung se stabilește un preț sau o formulă de preț. Tranzacțiile actuale sunt dominate de contractele spot, pentru ziua următoare (PZU), unde prețurile sunt fie mult mai mari (cazul actual), fie mai mici.
Creșterea costurilor cu poluarea a fost previzibilă și ignorată
De ani de zile se anunță o politică severă a Uniunii Europene de renunțare a combustibillor fosili.
Această politică a devenit tot mai intransigentă odată cu deciziile aferente Pactului Verde European (Green Deal). Urmarea a fost creșterea exponențială a prețurilor certificatelor de emisii poluante. Erau sub 30 de euro bucata, au trecut de 50 de euro și cele mai blânde estimări le plasează la 80 de euro.
Atâta doar că fenomenul au fost previzibile, dar nu și pentru autoritățile române responsabile de energie și nu numai.
Sistemul energetic românesc poate intra în colaps, dacă nu se va găsi o soluție acceptabilă și Comisia Europeană de restructurare a marelui producător pe bază de lignit CE Oltenia, care a ajuns în insolvență mai ales din cauza costului tot mai mare al certificatelor de emisii (GES).
Jucătorii de pe piață cunosc acest pericol și ajustează prețurile în consecință
CE Oltenia asigură peste 20% din consumul de electricitate al țării, la nevoie, când nu bate vântul în centralele eoliene și nici apa nu curge destul în hidrocentrale.
Și „producția pe cărbune închide piața” spun meseriașii din domeniu. Adică ceilalți producători se aliniază, pe cât este cu putință la prețurile, cele mai mari, ale producției de electricitate pe cărbune.
„Restructurarea CE Oltenia care a debutat acum, ar fi trebuit să înceapă acum câțiva ani. În schimb, au curs subvențiile indirecte ale producției pe cărbune prin comanda de servicii de sistem fără licitație și iertările de datorii, bani care ar fi mers mai bine în regenerabile”, spune un expert familiarizat cu politicile guvernamentale.
Alternativa regenerabilelor, o „strategie” accidentală
Abia acum, sub amenințarea falimentului, au ieșit la iveală planuri de trecere a CE Oltenia la producția pe gaze (soluție greu de agreat la Bruxelles) și la transformarea fostelor cariere în ferme solare.
Târziu, dacă nu prea târziu. Peste doi ani, nici măcar importurile nu ar mai fi de ajuns căci investițiile nu au fost stimulate nici la Translectrica (TEL), operatorul sistemului de transport.
Și nici alternativa energiei regenerabile nu a fost o acțiune strategică, ci una opțională și aplicată în hopuri, în funcție de interese de moment.
(Citiți și: „Anacronismele României: Mari capacități de energie regenerabilă, emisii scăzute de CO2, dar economie incoerentă”)
Și din nou: „cauza principală este lipsa investițiilor în energie regenerabilă deși de ani de zile este previzibilă scumpirea certificatelor de emisii , odată cu aplicarea politicii UE de neutralitate climatică, de asemeni previzibilă”, spune expertul citat.
Indicii ale incompentenței de stat
De cel puțin 15 ani specialiștii estimează la zeci de miliarde necesarul de investiții în sistemul energetic, dar estimările au crescut între timp.
Cei mai mari producători sunt constrolați de stat, dar guvernele României au preferat o politică de spoliere a resurselor acestora prin distribuția de dividende, ca să acopere gărurile bugetare, provocate de o practică păguboasă a cheltuielilor sociale.
Iar privatizarea în domeniu a acoperit prea puțin din acest necesar.
Producția de gaze naturale a scăzut dramatic în ultimii ani, din cauza epuizării zăcămintelor vechi și a ratei insuficiente de înlocuire a acestora.
În schimb, exploatarea celui mai bogat zăcământ românesc din Marea Neagră (Neptun Deep) este în continuare descurajată de legislație, în ciuda avertismentelor care vorbesc despre pierderea oportunităților.
Similar și în privința energie electrice, unde reglementările au basculat între stimularea exuberantă a investișiilor eoliene, oprită brusc în 2016, și reglementările ostile din 2018 (OUG 114, legea Offshore).
În ultimii 31 de ani, singurele capacități relevante de producție de energie electrică clasică intrate în sistem au fost centrala de 860 MW de la Brazi a OMV Petrom, în 2012 și cele două unități de câte 700 MW ale centralei nucleare de la Cernavodă. Investiția în Unitatea 1, inaugurată în 1996, fusese făcută îninte de 1990 în cea mai mare parte. În 2007 a început exploatarea Unității 2.
Dar Unitatea 1 de la Cernavodă își va încheia ciclul de funcționare în 2026 și va trebui retehnologizată, procesul abia afost planificat și va dura.
O liberalizare haotică, în disprețul consumatorilor
Liberalizarea a fost explicată aproape deloc și nu este explicată suficient nici măcar după un an de la producerea evenimentului (la gaze) și după 8 luni (la electricitate).
Structura pieței nu este însă pregătită pentru o liberalizare comisă brutal, fără o pregătire corespunzătoare a publiculuii și a reglementărilor.
Nesiguri în privința cotei de piață pe care și-ar adjudeca-o prin liberalizare, furnizorii au preferat piața spot de eșlectricitate (PZU), unde prețurile sunt mai mari, în detrimentul contractelor pe termen mai lung, care au prețuri stabile.
Distorsiunile pieței pe parcursul liberalizării l-au făcut pe ministrul Energiei să îi acuze de comportament speculativ, pe care instituțiile statului nu l-au bănuit, l-au neglijat sau l-au tolerat.
(Citiți și: „Furnizorii de electricitate, suspectați de ministrul Energiei că au format un cartel ca răspuns la liberalizarea pieței”)
Unii furnizori care nu și-au calculat adecvat pașii au intrat în insolvență. Situația a lăsat loc de abuzuri ale jucătorilor din piață față de consumatorii casnici, pe care autoritățile sunt gata să le compenseze cu bani de la buget, desigur.
Pe de altă parte, comportamentul furnizorilor, dar și al producătorilor, își găsește o explicație și în structura deficitară a pieței, deci ineficientă, din moment ce nu găsește repere de preț realiste și stabile.
Și o piață ineficace
„Există o legătură și între structura pieței și comportamentul jucătorilor. S-au concentrat mai mult pe segmentul spot (Piața pentru Ziua Următoare – PZU) a bursei pentru că aceasta nu le pune la dispoziție suficiente instrumente de optimizare, explică Sorin Elisei, de la Deloitte.
Instrumentele de management al riscurilor (contracte futures, options) sunt cu atât mai necesare în această perioadă a liberalizării, „când clienții pot denunța contractele concurențiale în termen de 21 de zile”.
(Citiți și: „Scumpirea energiei: Prețul spot al electricității angro din România – al doilea cel mai mare din UE”)
Expertul citat descrie situația ipotetică (dar de care jucătorii țin seama) în care „un furnizor ar fi contractat, să zicem, un milion de kWh pentru tot anul, și se trezește că jumătate din noii clienți au renunțat la contracte, el ar fi înregistrat o pierdere dacă piața PZU ar fi fost sub nivelul prețului contractat.
Un contract futures l-ar fi protejat de această pierdere, dar piața nu îi oferă această posibilitate. Și atunci furnizorii, în general, își lasă poziții “deschise”, achiziționând între 10 și chiar 50% din portofoliul de vânzare de pe PZU”.
Structura pieței românești a fost decisă după cea a piețelor europene, care sunt deja de mult liberalizate, însă.
„Este construită și va fi dezvoltată având în vedere mai ales integrarea într-un procent cât mai mare a energiei electrice din surse regenerabile, a căror producție poate fluctua, dar pe piețele europene există și segmente dezvoltate pentru instrumente de management al riscurilor”, spune Sorin Elisei.
