Cum ar putea scăpa de inadecvare piața românească de energie

Într-un grup liber consimţit, cuvîntul şi beneficiul unui membru e pe măsura aderării lui la regula jocului şi la ţintele comune. Altminteri, riscă suspiciune şi frustrări. Cum se întîmplă cu România după intrarea în clubul UE, în ciuda unor eforturi de sincronizare.

În ceea ce priveşte integrarea pieţei de energie electrică, inadecvarea se manifestă ca discrepanţă între priorităţile şi acţiunile noastre şi cele ale UE, deşi am fost parte a soluţiei. Brusselul nu încetează să ne atentioneze, blînd la început, aspru cînd reacţia lipseşte, şi mai degrabă contondent cînd refuzul devine clar.

UE şi-a propus ca în anul 2014 piaţa de energie continentală să fie integrată efectiv. Au fost identificate şi principalele obstacole care pot compromite piaţa unică. Acestea sînt: posibilele manipulări ale pieţei datorită gradului diferit de transparenţă a tranzaţiilor în pieţele nationale, persistenţa sau chiar agravarea congestiilor de reţea electrică şi unele ameninţări la adresa siguranţei operaţionale din partea tranzacţiilor libere. Liderii europeni au decis un amplu program de acţiune în cadrul aşa-numitului “al treilea pachet al pieţei energiei UE”. Arătăm în continuare căile şi mijloacele cheie avute în vedere şi, pentru comparaţie, reglementări şi discuţii recente privind piaţa energiei de la noi.

1, Piaţa unică UE nu poate fi decît integră. În acest scop, pînă la sfirşitul acestui an, statele membre trebuie să transpună în legislaţie Reglementarea UE privind integritatea pieţei energiei şi transparenţa (Regulation on Energy Market Integrity and Transparency – REMIT).

REMIT obligă participanţii la piaţă să-şi facă cunoscute tranzacţiile la ACER – Agenţia pentru coordonarea reglementatorilor în energie, şi să publice cauzele şi duratele de remediere ale echipamentului din centralele electrice retras din exploatare. Operatorii de transport şi sistem (TSO), Transelectrica la noi, trebuie să transmită la organizaţia ce-i coordonează (ENTSO-E) realizările şi prognozele orare ale generării din sistemul naţional, inclusiv eoliană şi solară, ratele medii saptămînale de umplere a lacurilor hidrocentralelor şi schimbările faţă de anii precedenţi, şi să posteze datele – cheie privind disponibilitatea reţelei, echilibrarea energiei în sistem, capacitatea de interconexiune transfrontiera (CITF), deranjamentele de la marii consumatori.

Autorităţile naţionale trebuie să ştie ce se petrece în piaţa angro de energie şi să detecteze acţiunile cu potenţial de manipulare. Este ştiut faptul că preţurile angro sînt sensibile la informaţia privind capacităţile disponibile de generare, stocare a energiei şi transport (corect: transmitere). Constatînd că supravegherea pieţelor naţionale e disipată între multiple organizaţii, nu e continuă şi nici nu are motivarea legală de a asigura transparenţa în piaţă, CE cere înfiinţarea de supraveghetori naţionali ai pieţei de energie, parte a unui sistem european.

La noi, nimeni nu analizează stadiul implementării REMIT.
Capul de afiş al discuţiei naţionale a fost ţinut de insolvenţa Hidroelectrica, o poveste de succes cu picioare scurte, şi de interzicerea contractelor bilaterale, ţap ispăşitor al lipsei de integritate a pieţei. Deşi tranzacţiile bilaterale predomină în UE, iar dacă la noi au devenit o problemă, aceasta e urmarea (ne)reglementării vînzărilor publice similar achiziţiilor publice, aplicabilă firmelor controlate de stat. Nici REMIT şi nici alte reglementări UE nu obligă la centralizarea tranzacţiilor pe platforme de bursă de energie (power exchange – PX). Statele au interesul să crească lichiditatea burselor, dar prin măsuri de stimulare şi nu prin coerciţie. În legătură cu cerinţa CE de supraveghere a pieţei energiei, reamintim că programul REP 3 de asistenţă a României în domeniul energiei, finanţat de USAID, propunea acum cinci ani funcţia de Supraveghetor de piaţă în cadrul Consiliului Concurenţei. De atunci, nici un guvern nu s-a arătat interesat.

2, Capacitatea reţelei electrice de transmisie trebuie alocată prin licitaţie implicită. Schimburile de energie dintre ţările membre UE întîmpină frecvent congestii de transport. O cauză a cronicizării congestiilor e reprezentată de procedura explicită (separată) de licitaţie a CITF. La recomadarea Consiliului European, CE şi ACER, în colaborare cu autorităţile de reglementare naţionale, promovează cuplarea pieţelor (market coupling – MC) de energie electrică pentru ziua următoare. În acest model, alocarea CITF se licitează implicit, odată cu energia, rezultând valori disponibile mai mari pentru piaţă.

În general, preţul mediu al energiei din două pieţe concurenţiale care se cuplează va fi egal sau mai mic decît preţul mediu al pieţelor separate. Prin cuplare, creşterea preţului de închidere al pieţei care alimentează e mai mică decît scăderea preţului de închidere din piaţă alimentată. Câştigul e pentru toate ţările dacă îl raportăm la impactul asupra bunăstării sociale, adică dacă luăm în calcul şi efectul la producător. Efectul pozitiv e şi mai mare dacă mai socotim: armonizarea organizării pieţelor şi creşterea lichidităţii acestora, o stabilitate crescută a preţurilor angro, folosirea mai eficientă a reţelelor de transport, sporirea concurenţei şi descurajarea speculaţiile cu energie ale traderilor.

Modelul de cuplare „prin preţ” e de fapt un sistem de management al congestiilor de transport la frontierele dintre pieţele nationale. Modelul de cuplare ajustează treptat programele de schimb de energie dintre pieţe pe baza licitaţiilor efectuate de burse, astfel încît să nu fie depăşită CITF. Mărimea acestei capacităţi poate fi primită de la TSO-uri, sau poate fi determinată chiar de către modelul de cuplare al operatorului PX.

În ultimul caz, avem modelul pieţei unice – ţintă UE, adică cuplare de pieţe bazată pe circulaţii de putere (flow-based market coupling) sau, altfel spus, alocare implicită de CITF bazată pe circulaţii de putere (flow-based implicit capacity allocation).

Cuplarea pieţelor pentru ziua următoare a început la nivel regional şi se va finaliza la nivel UE odată cu concretizarea unui algoritm de tranzacţionare general acceptat. În baza acestuia, operatorii PX vor calcula preţuri transparente ale energiei electrice în întreaga UE şi vor aloca capacităţile de interconectare pentru ziua următoare.

„Cuplarea prin preţ” a conectat deja pieţele din Europa Central-Vestică (CWE – Franţa, Germania, Olanda şi Belgia). Un proiect similar, denumit 5M MC, se adresează pieţelor din Europa Central-Estică (CEE – Cehia, Slovacia, Ungaria şi, în a doua fază, România şi Polonia).

În anul 2014, piaţa CEE urmează să fie conectată la o piaţă Nord-Vest europeană (NWE), care include regiunile CWE, scandinavă şi britanică. În final, pe o platformă comună de tranzacţionare, se vor întîlni toate ofertele de vânzare şi de cumpărare a energiei pentru ziua următoare, de pe teritoriul UE. Termenul e tot 2014, dar acest proiect gigant şi deloc uşor de implementat înregistrează întârzieri.

În opinia noastră, nici cuplarea pieţelor nu va rezista. Am arătat în altă parte că nici această soluţie nu valorifică potenţialul real al reţelei şi nu motivează TSO-ul să întărească reţeaua. În plus, ea poate induce riscuri inacceptabile privind siguranţa funcţionării sistemului interconectat de energie, deoarece PX şi TSO au roluri neclare în aceasta responsabilitate cardinală. Circulaţiile de putere şi constrîngerile reale din sistemul fizic nu pot fi determinate credibil pe o platformă a unui operator de bursă. Numai TSO e calificat să facă astfel de determinări, şi e în măsură să crească capacităţile de transport prezente şi viitoare, inclusiv prin mobilizarea aşa-numitei flexibilităţi interne a reţelei. Circulaţiile de putere „de buclă” (power loop flows), de pildă acelea cu originea în eolienele din Germania şi ameninţînd stabilitatea reţelelor din Polonia, Republica Cehă şi Slovacia, reprezintă o problemă încă nerezolvată a pieţei europene. Circulaţii deranjante de buclă vor fi prezente atîta timp cît operatorul PX e un manager al congestiilor de transport, in ciuda planului pe zece ani de dezvoltare a reţelei UE.

La noi, CITF se închiriază numai prin licitaţii explicite. Este o procedură neprietenoasă şi greoaie aplicată tranzacţiilor de energie în regiunea SEE, unde ţările raportează de regulă capacităţi subevaluate. Reglementatorii, TSO-urile şi operatorii de piaţă din Republica Cehă, Polonia, Slovacia, Ungaria şi România au semnat pe 11 iulie un Memorandum de Înțelegere privind cuplarea pieţei României la piaţa CEE de energie electrică pentru ziua următoare.

Proiectul 5Market Market Coupling (5M MC) se naşte greu, deşi efectele sale pot fi salutare pentru sectorul şi piaţa energiei. Va creşte exportul de energie, atît convenţională cît şi regenerabilă, şi concurenţa în piaţă, se vor îmbunătăţi condiţiile de echilibrare, lichiditatea şi transparenţa bursei Opcom, stabilitatea şi predictibilitatea preţurilor. Nu se întrevăd obstacole serioase care să-i împiedice finalizarea în acest an, dar proiectul nu pare să fie o prioritate. Nu toţi vânzătorii şi cumpărătorii de energie electrică văd cu ochi buni consolidarea la noi a pieţei concurenţiale, transparente şi deschise spre exterior. Fără sprijin semnificativ din partea guvernului, OPCOM nu a putut deveni o bursă în SEE, deşi avea toate atu-urile. Povestea ar putea să se repete.

3, Mecanismele pieţei de energie ar trebui să fie suficiente pentru susţinerea unei generări adecvate, atît sub aspectul rezervelor de capacitate cît şi al flexibilităţii.

Sistemul energiei electrice nu poate funcţiona decît la echilibru perfect între generare şi consum. Rezervele de capacitate, cu diferite viteze de mobilizare, sînt o necesitate absolută în fiecare moment. Întrucît sectorul e capital intensiv, capacităţile de generare se planifică pe termen lung, cel puţin pe 15 ani.

ENTSO-E, organizaţia ce coordonează TSO-urile, verifică adecvanţa generării (generation adequacy – GA) drept condiţie de bază a funcţionării în interconexiunea europeană. GA depinde de structura surselor şi de calitatea mecanismelor pieţei. Odată cu intrarea masivă a surselor regenerabile cu funcţionare necontrolată, sînt din ce în ce mai puternice vocile ce susţin că rezervele de capacitate mobilizate ca servicii de sistem sînt insuficiente. Ei propun crearea unei pieţe de capacităţi de generare funcţionînd în paralel cu piaţa de energie.

Deşi nu s-a pronunţat definitiv, CE crede că piaţa de energie corect proiectată poate singură să ofere stimulii de investiţii necesari, la timpul şi locul potrivit. În acest sens, CE anunţă reguli noi pentru susţinerea şi echilibrarea energiei regenerabile. În particular, recomandă politicienilor din SEE să înceteze sprijinirea financiară a proiectelor de noi termocentrale pe cărbuni. Comisarul european cu energia spune că argumente de felul “cărbunii sînt mai ieftini” sau “resursa indigenă asigură securitate energetică şi (adesea) securitate naţională” sînt depăşite. Şi chiar greşite pentru această regiune, avînd în vedere abundenţa resurselor regenerabile viabile şi nivelul dezastruos al eficienţei folosirii energiei.

Costul investiţiei în sursele regenerabile scade vertiginous. În Bulgaria, de pildă, energia panourilor solare se vinde la €80/MWh iar costul energiei eoliene e şi mai redus. Comisarul UE mai crede că CE a greşit atunci cînd a definit regiunea SEE ca un coridor al gazelor naturale (“corridor states”). Pentru reducerea în continuare a costurilor, Comisia cere acum tuturor ţărilor membre UE să renunţe la tarifele fixe (feed in) şi să introducă mecanisme de piaţă corelate cu cotele obligatorii (n.m. România a ales această soluţie în urmă cu aproape 10 ani).

Răspunsul forurilor europene la provocările privind GA se axează mai ales pe aspectele de flexibilitate a generării. Toate tranzacţiile din piaţa de energie vor trebui să se conformezeresponsabilităţii de echilibrare. Amintim că fiecare TSO administrează un mechanism de echilibrare a deviaţiilor de la notificarile fizice (NF). Acestea sînt angajamente de vînzare şi de cumpărare de energie, rezultate din tranzacţii, transmise la centrul de dispecer al TSO cu o zi înainte de concretizare, pentru fiecare din cele 24 de ore ale zilei de dispecerizare. Orice dezechilibru faţă de NF trebuie să aibă un preţ.

În România, beneficiarii de scheme de sprijin sînt exceptaţi. Întrucit abaterile de la NF sînt inerente, TSO îşi asigură resurse de compensare prin achiziţii de energie de echilibrare (EE), în creştere sau în scădere, pe o piaţă (PE), pe care o administrează. Cei care produc abateri plătesc un “preţ de dezechilibru”, dar tranzacţiile notificate sînt garantate faţă de congestiile interne de transport. Congestiile, identificate de TSO prin verificarea criteriului N-1, pot determina noi abateri ce sînt însă suportate financiar de către TSO. Ofertele pe PE includ preţul, cantitatea şi intervalul orar. De regulă, toţi ofertanţii cîştigători sînt remuneraţi pentru cantităţile efectiv livrate, la preţul închidere al pieţei. La noi, se primeşte preţul de ofertă, soluţie ce dezavantajează producătorii eficienţi, dar exonerează Transelectrica de obligaţia de a estima necesităţile de EE. CE a lansat spre discuţie un proiect de ghid care va impune responsabilităţi de echilibrare tuturor producătorilor. Nici un TSO nu va mai fi răspunzător finaciar de echilibrarea regenerabilelor.

CE mai recomandă TSO-urilor să-şi “europenizeze gîndirea”, să aspire la echilibrarea regională, cu costuri mai mici, odată cu flexibilizarea reţelei şi cuplării pieţelor. De observat însă că armonizarea echilibrării se complică prin faptul că cele mai multe ţări membre au şi pieţe intra-zilnice, cu timpi diferiţi de închidere.

La noi, ponderea de circa 9% a energiei verzi e încă sub angajamentul ţării, de 14% pentru acest an.

Potrivit legii, guvernul ar trebui să adpote măsuri noi de stimulare a investiţiilor. Dar oficialii au văzut o “bulă a energiei verzi” ce trebuie „calmată” aducînd investiţiile şi funcţionarea acestui sector în „parametri de normalitate”. Uitînd că regenerabilele au scăzut totuşi preţul angro al energiei prin scoaterea din joc a producătorilor scumpi. Între aceştia, o bună parte din grupurile termo „reabilitate” fără noimă. În august, au apărut reguli noi pentru PE, care au stârnit o dispută aprigă. În loc să fie urmată calea europeană de prevenire şi plată a dezechilibrelor, inclusiv prin operarea PE la preţ de închidere cerere – ofertă, s-au introdus alte proceduri artificiale de formare a preţurilor. Pentru preluarea (necompetitivă a) unui anumit volum de energie termoelectrică, unităţile pe cărbuni vor fi tolerate în dezechilibru, iar România va adînci discrepanţa faţă de pieţele UE care contează.

Concluzii

Din exemplele relatate, se poate observa că aderenţa României la procesul de construcţie a pieţei unice europene de energie se menţine scăzută, reacţiile sînt întîrziate şi adesea inadecvate. Reglementările insuficient elaborate reprezintă principala cauză a instabilităţii legislative, foarte accentuată la noi, şi a multiplelor încălcari de legislaţie europeană soldate cu penalităţi. În aceste condiţii, cum ar putea România să influenţeze politicile europene ale energiei?

***

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.