Pe măsură ce soarele stă mai mult pe cer, se amplifică fenomenul prețurilor negative în piața de energie electrică. Cum este acest fenomen în România

Pe măsură ce soarele stă mai mult pe cer, se amplifică fenomenul prețurilor negative în piața de energie electrică. România sparge record după record. Pe negativ.

„Îți dau bani ca să-mi iei marfa!“ Această situație, cumva de ne­conceput în orice activitate economică, pare că devine deja o practică uzuală în piața de energie electrică din România și nu numai, iar cel mai probabil o vom întâlni până la jumătatea toamnei, în zilele de weekend. Este vorba despre prețurile negative.

Întâi, cifrele! Prima situație din acest an cu preț orar negativ în piața spot de energie electrică din România (PZU – piața pentru ziua următoare) a survenit poate mai devreme decât ne așteptam, pe 31 martie, duminică, de Paștele Ca­to­lic. Tranzacțiile cu energie în piața spot s-au făcut la prețuri ne­gative în patru intervale orare, iar cel mai mic preț (sau cel mai mare preț negativ) a fost de -8 lei/MWh.

De atunci, excep­tând un singur weekend, cu temperaturi mici și cer noros, situația s-a repetat și, mai mult, s-a mers din minim în minim istoric, de când există piața din România. Astfel, ziua de 12 aprilie, la ora 15.00, a consemnat un record pentru piața de energie din România: preț negativ de -273 de lei/MWh. A fost „spart“ ziua următoare, la aceeași oră: -283 de lei/MWh. Iar acest record a rezistat doar până pe 28 aprilie, când au fost opt intervale orare cu preț negativ, cel mai mic fiind, din nou, la ora 15.00: -323 de lei/MWh. Nimeni nu poate spune acum unde se va ajunge.

CUM E POSIBIL

O situație de preț negativ se conturează atunci când există foarte multă energie în raport cu consumul, obținută în principal din surse regenerabile, în anumite intervale orare. Prețurile negative apar de obicei în zilele de weekend, cu consum redus, și mai ales în orele cu radiație solară ridicată. De aceea, situația se întâlnește mai ales vara. Dacă soarele abundent este dublat și de un vânt bun, care în­seamnă o creștere a producției de energie eoliană, pre­țul ne­gativ se adâncește.

Foarte interesant este că, în general, acest preț negativ „se importă“. Piețele spot de energie electrică din Europa sunt interconectate. Grosier, pe această piață interconectată, un client cumpărător de energie din România o poate achiziționa de la un producător din Germania, avantajul fiind că, pentru fluxurile de energie tranzacționate astfel nu se percep tarife de interconexiune nicăieri în rețelele cu piețe cuplate. Iar energia „curge“ de la piața cu preț mic la piața cu preț mare, coborând prețul ultimei. Germania, cea mai mare piață eu­ro­peană și cel mai mare consumator de energie din Europa, are o capacitate instalată doar în fotovoltaice de circa 80.000 MW – cam de cinci ori mai mult decât are România din toate sursele, ca exemplu.

Când este soare în Germania și toată această capacitate produce energie electrică, mai ales în zile cu consum mic, ea devine excedentară în raport cu consumul. Ca atare, ca oricărei mărfi în exces, îi scade prețul. Iar producătorul german, de exemplu, beneficiază de o schemă de sprijin de tip feed-in tarriff (FIT), prin care primește o anu­mită sumă de bani pentru orice MWh injectat în rețea. Așadar, când prețul scade la zero, el poate licita la vânzare și pe minus, până la un anumit nivel de preț negativ, pentru că primește subvenția și, financiar, tot câștigă ceva.

Acesta este în linii mari mecanismul de apariție, iar el se perpetuează. Asta pentru că, și pentru ceilalți producători de energie electrică ce vând o parte din producție în piața spot cuplată, varianta închiderii centralei ar putea fi mai pă­gu­boasă decât vânzarea în anumite momente la preț negativ, în funcție de decizia dispecerului și de penalitățile pe care ar putea să le suporte dacă nu livrează energia notificată anterior – în România, penalitatea în piața de echilibrare a fost și de 10.000 de lei/MWh. Iar pentru unii producători clasici poate fi mai puțin costisitor să vândă în piață energia la preț negativ câteva ore decât să oprească și apoi să repornească centrala atunci când tariful crește din nou.

AJUTĂ PE CINEVA?

În teorie, prețul negativ al pieței spot îi ajută pe cei care plătesc factura în baza așa-ziselor contracte cu prețuri dinamice, în care prețul nu este fix, ci variază în funcție de prețul spot. Deși legal ele se pot încheia în România – și sunt și în oferte, dar cu media de preț lunar al pieței spot –, nu sunt încă o practică, poate și pentru că este încă dificilă contorizarea la nivel generalizat la fiecare oră. La fel, unii furnizori cu clienți finali ar putea oferi un preț mai mic doar în teorie, dar volatilitatea este maximă – de la -323 de lei la ora 15.00 s-a ajuns la 450 de lei la ora 21.00, în România, în aceeași zi. Cât să cumpere din spot, cât să acopere din con­sumul clienților cu achiziție din piețele la termen, pe ce intervale orare și mereu atent să nu intre în dezechilibre – toate acestea sunt părți ale unei ecuații foarte complicate pen­tru furnizor.

După două recorduri negative consecutive, ministrul ro­mân al Energiei, Sebastian Burduja, a spus că prețurile negative nu ajută clienții, ci creează probleme. „Pe de o parte, din punct de vedere economic, ar fi mult mai înţelept pentru Ro­mânia să aibă consum mai mare, deci să folosească energia care poate fi produsă – şi aici e nevoie de o strategie amplă la nivelul Guvernului pentru a încuraja dezvoltarea economică, marii consumatori de energie“, a spus el, preci­zând că este foarte greu de gestionat un echilibru în sistemul energetic național atâta vreme cât există o producție foarte mare de energie regenerabilă, intermitentă, iar ponderea acesteia va crește, și a spus din nou că stocarea este nece­sară. „Împreună cu Dispeceratul Energetic Naţional, cu Transelectrica, noi ne străduim să găsim soluţii, să încurajăm capacităţile de stocare şi hidrocentralele cu acumulare prin pompare. Sigur, bateriile se pot instala într-un termen mult mai scurt decât se poate realiza o investiţie de tip Tarniţa-Lăpuşteşti (centrala cu acumulare prin pompaj, o idee veche de jumătate de secol, n.r.), trebuie să fim realişti, dar pe toate aceste dimensiuni noi ne străduim să găsim soluţii“, a spus Burduja.

FRÂNĂ PENTRU REGENERABILE

Prețurile negative afec­tează în primul rând dezvoltarea sectorului care le generează: rege­ne­rabilele și, mai ales, fotovoltaicul. „Duminica trecută am oprit parcurile. Cum prețul a fost negativ, notificarea în piață a fost zero, pentru că toată energia noastră ar fi ajuns în de­ze­chilibru pozitiv, iar acolo prețul pentru dezechilibrul pozitiv a ajuns la 2.000 de euro/MWh. Dacă am fi produs atunci, am fi plătit 2.000 de euro pentru fiecare megawatt produs. De aceea, decizia logică a fost de a opri centralele“, a spus Martin Moise, vicepreședinte al patronatului „regenerabililor“ din Ro­mânia, PATRES. Am ales această declarație care este de acum un an, atunci când au apărut pentru prima dată pre­țu­rile negative în România, iar anul trecut nu s-au întâlnit foarte des la noi, spre deosebire, deja, de ceea ce vedem în acest an, încă de la jumătatea primăverii.

Problema principală a fotovoltaicelor este că, în absența unui contract bilateral pe termen lung cu un client care să preia energia (PPA – power purchase agreement), creșterea nu­mărului de ore cu preț negativ afectează grav profitabilitatea dacă energia este vândută în piața spot. Pentru România, calculul de business este pentru o producție la nivelul puterii instalate timp de 1.200 de ore pe an. Or, doar în ulti­mul weekend din aprilie, 20 de ore în care fotovoltaicele puteau produce au fost cu preț negativ sau zero. Iar aceasta nu este cea mai proastă situație. Ca atare, numărul de ore în care fotovoltaicele își pot vinde producția scade pe măsură ce acestea se înmulțesc și practic producătorii se canibali­zează. Iar aceasta poate fi o problemă inclusiv pentru accesa­rea viitoarei scheme de sprijin pe care o pregătește Guvernul României: o schemă de con­tracte de diferență (CfD) pentru instalarea a 1.000 MW în fotovoltaic.

Contractele pentru diferență (CfD) sunt o schemă prin care investitorii în noi capacități de producție de energie electrică au garanția vânzării energiei, care va fi produsă la un preț fix, vreme de 15 ani. Dacă prețul de exercitare cu care vor câștiga licitația, cerut de ei, este mai mare decât prețul de referință (prețul spot în cazul nostru), vor primi o sumă egală cu această diferență, iar în situația inversă, producătorii vor datora bani. Schema vine însă cu o condiție: nu se fac plăți pentru energia vândută la preț negativ. Și, cum acest lu­cru înseamnă de fapt mai puține ore de producție și de vân­­zare a energiei, este posibil ca așteptările Guvernului de a scădea prețurile de exercitare la licitații (se pleacă de la 91 de euro/MWh și se coboară) să nu se materializeze, pe mă­sură ce investitorii conștientizează că numărul de ore cu preț negativ va crește în viitor.

PROBLEMĂ REGIONALĂ

În aprilie, în Grecia s-au înregistrat pentru prima dată prețuri negative, precum și prețuri zero pentru mai multe ore consecutive. Potrivit unei prezen­tări recente a lui Stelios Loumakis, șeful Asociației Elene a Producătorilor de Energie Fotovoltaică, în zilele cu producție mare de energie regenerabilă există oferte de aproximativ 3.000 MW cu prețuri ușor peste zero. Asta se întâmplă pentru că, la fel, po­trivit schemei CfD din Grecia, care e în vigoare, atunci când prețul este zero sau negativ pentru cel puțin două ore, subvențiile sunt anulate. Fenomenul afectează centralele electrice cu surse regenerabile puse în funcțiune după 2019, cu o capacitate totală de aproximativ 6.000 MW, care nu ben­e­­ficiază de prioritate la preluarea producției de energie elec­trică în sistem.

Situația este și mai gravă dacă se ia în considerare comer­țul regional cu energie electrică. În Bulgaria, prețul final de­vine în mod obișnuit zero sau negativ în timpul vârfului de producție de la prânz, ceea ce transformă Grecia într-un importator net în timpul acestor ore. Aceasta se întâmplă chiar dacă prețul de pe propria piață este și cu puțin mai mare – am explicat mai sus cum „curge“ energia de la piața cu preț mai mic la cea cu preț mai mare.

Loumakis a adăugat că prețurile egale sau mai mici decât zero îi fac pe producători indiferenți la limitări, pentru că ori­cum nu sunt plătiți cu nimic. Iar acest lucru va eroda inte­resul pentru investiții în Grecia, care până acum s-a situat la niveluri ridicate. Acesta este motivul pentru care Loumakis a cerut oprirea completă a acordării de licențe pentru noi proiecte.

În plus, guvernul elen a prezentat un nou proiect de lege, care elimină regula de 5% pentru așa-numitul „curtailment“ – li­mitarea producției și a preluării energiei în rețea. Până în prezent, o centrală regenerabilă care producea 100 MWh pe an era supusă unor reduceri totale de până la 5 MWh. Acum, regula va fi eliminată, iar operatorii de rețea vor putea să reducă producția după cum consideră ei că e necesar.

CREȘTERE FULMINANTĂ

Numărul de ore al energiei cu preț negativ s-a mărit spectaculos pe piețele europene în 2023.

• 8.423%. ­­În trimestrul al treilea al anului 2023, numărul de ore cu preț negativ al energiei electrice înregistrat pe piețele europene a fost de 2.898, o creștere cu 8.423% comparativ cu doar cele 34 de ore cu preț negativ din trimestrul precedent, arată datele Comisiei Europene.
• ÎN SEPTEMBRIE. ­­De cele mai multe ori, prețurile au scăzut sub zero în luna septembrie (1.518 ore, pe toate piețele europene de energie), situația apărând în zilele în care a fost consum mic, dublat de o producție crescută a energiei din surse regenerabile.
• 8 AUGUST. ­­Ziua cu cele mai multe ore cu prețuri negative a fost 8 august – 421 de ore, totalul de pe piețele europene –, când cererea și consumul reduse, combinate cu energie fotovoltaică și eoliană din abundență, au dus piețele central-vest-europeană, central-est-europeană și, mai ales, piețele din nordul continentului la prețuri sub zero timp de mai multe ore. Aproape toate intervalele orare ale acelei zile au fost cu preț negativ pe piețele din Suedia, Finlanda, Danemarca și Norvegia.