Aceasta este descrierea succintă a situației din piețele de energie din România – electricitate și gaze naturale, o descriere valabilă încă mai abitir pentru cea din urmă. Furnizorii de electricitate se adaptează la noile condiții, în care momentele de vârf de sarcină găsesc sistemul energetic național insuficient de flexibil pentru a permite acoperirea fără probleme a cererii, iar unele dintre reglementările secundare pun presiuni suplimentare în adoptarea unor politici comerciale optimale. Piața de electricitate rămâne un model pentru cea de gaze naturale, dar caracteristicile tehnice și structurale diferite ale celor două sectoare fac imposibilă o simplă copiere a regulilor. Dialogul între toți cei implicați – legiuitor, reglementator, operatori de sistem și companii – este obligatoriu pentru atingerea unui echilibru funcțional între nevoile de securitate energetică și cele de sustenabilitate economică.
Cea mai recentă ediție a Energy Breakfast Club a reunit toate vocile relevante din industria energetică pentru o analiză a efectelor pe care le au avansul liberalizării piețelor și intensificarea competiției. Evoluțiile recente din piețele spot de electricitate au constituit fundalul și reperul tuturor intervențiilor celor șase speakeri invitați, precum și ale comentariilor venite din asistență. Peste 80 de experți și decidenți au participat la primul eveniment al toamnei organizat de energynomics.ro, cu sprijinul ANRE, Romgaz, Transgaz, Transelectrica, ACUE, Aegean Oil Consulting.
ANRE: Piața funcționează, e nevoie de capacități de producție suplimentare
În deschiderea conferinței, președintele ANRE Niculae Havrileț a descris, încă o dată, creșterile de prețuri din piața pentru ziua următoare drept răspunsul normal al pieței la condițiile climatice și la practicile comerciale ale jucătorilor din sector, în contextul unei capacități reduse de producție. Deși, teoretic, România dispune de o capacitate instalată de 22.000 de MW, practic, atunci când cererea depășește 9.000 de MW, apar deja probleme cu asigurarea necesarului, a avertizat Havrileț. „Din raportul ANRE reiese că măsura pe care trebuie să o ia în considerare Ministerul Energiei, în principal, este o preocupare pentru a crește capacitatea reală de producție, alta decât cea din surse regenerabile, pentru că în secetă nu este nici apă, nici vânt, se merge pe producție convențională, iar aici trebuie să reliefăm rolul producătorului pe cărbune”, a explicat Havrileț.
Președintele ANRE a reamintit de situația din anul 2013, când într-o perioadă de consum redus, regenerabilele și Nuclearelectrica produceau din plin, Hidroelectrica era obligată să deverseze din rezervele de apă, iar Autoritatea nu a putut interveni pentru sprijinirea producției pe bază de cărbune. „Acum fenomenul se repetă invers: nu este apă, nu este vânt, reactorul mai cade, iar furnizorii vin și ne spun că prețul este prea mare și ne cer să intervenim administrativ pentru plafonarea prețului. Acest lucru este imposibil într-o economie de piață în general și într-o piață bursieră 100%, în special. Nu ai cum să intervii”, a insistat Havrileț. „Problema este că au dezinformat și au introdus aceste elemente greșite în discursul public, pentru cei care nu cunosc situația. S-a introdus ideea că ANRE nu a făcut ce a trebuit, adică nu am intervenit administrativ să inducem pierderi producătorilor, plafonând prețul”, a mai spus Havrileț.
Președintele ANRE a mai spus că, pentru producători, aceasta a fost „cea mai frumoasă perioadă din ultimii 20 de ani”, din punct de vedere financiar. „Furnizorii sunt cei care au pierdut, pentru că au contat prea mult pe o piață speculativă”, a completat Niculae Havrileț. „Primul lucru pe care trebui să-l învățăm este că prețul pe PZU nu va mai fi niciodată în medie mai mic decât cel din contractele pe termen lung. De altfel, pe termen lung, prețul a rămas același, în jur de 165 de lei pe MWh. Modalitatea corectă pentru orice furnizor este să se bazeze pe piețele la termen, iar Piața pentru Ziua Următoare să fie una de ajustare”, a susținut oficialul ANRE.
Furnizorii reclamă distorsiunile din piaţă
Ion Lungu, președintele AFEER (Asociația Furnizorilor de Energie Electrică din România), a susținut într-o intervenție că lucrurile sunt ceva mai complicate, iar factorii care au dus la creșterea prețurilor sunt multipli. ”Nu sunt de acord cu sintagma vehiculată prin piață conform căreia traderii s-au lăcomit și au pierdut”, a spus Lungu. Piața en-gros este una rigidă, cu cantități și prețuri fixe, în timp ce aceea de retail, către consumatorii finali, este foarte concurențială și flexibilă, și ar trebui create noi instrumente de tranzacționare mai flexibile, solicită președintele AFEER, reluând un apel lansat încă din iarnă.
În plus, furnizorii invocă distorsiunile introduse în piață de legislație și reglementările secundare. Acolo unde ANRE și Consiliul Concurenței afirmă că furnizorii au folosit prea mult piețele spot, aceștia întreabă retoric: „În piața de retail, consumatorii pot schimba furnizorul în 21 de zile, iar în piața angro avem contracte ferme care includ penalități. În aceste condiții și ținând cont de competiția acerbă din piața de furnizare, sunt furnizorii încurajați să cumpere cantități fixe de energie, cu riscul de a-și vedea portofoliul redus drastic în 21 de zile? (Cristina Micu, AFEER)”.
La rândul său, Silvia Vlăsceanu, director executiv al Federației Asociațiilor Companiilor de Utilități din Energie (ACUE), consideră că persistența unor prețuri reglementate la consumatorul final, în principal pentru că definirea consumatorului vulnerabil nu a fost finalizată, iar protejarea acestuia nu a fost operaționalizată, constituie un element de distorsiune în piețele de electricitate și gaze naturale. În țările UE, consumatorii casnici plătesc cu până la 80% mai mult la energie decât clienții industriali. În România, situația este exact invers, deoarece nu au fost identificați nici până acum acei consumatori care au cu adevărat nevoie să fie protejați prin lege, a explicat reprezentanta ACUE. Silvia Vlăsceanu s-a mai referit și la blocajul de pe piața centralizată pentru serviciul universal (PCSU), ca unul dintre factorii care au obligat furnizorii să folosească mai mult piața pentru ziua următoare. „Anularea licitației pe PCSU, în vară, a obligat furnizorii de ultimă instanță să meargă pe PZU”, apreciat Silvia Vlăsceanu. În plus, a subliniat Vlăsceanu, „fiecare producător știe destul de bine ce portofoliu are fiecare mare furnizor, astfel că prețul este dictat de producător, mai ales în zona de serviciu universal”.
Sorin Boza, Președintele Directoratului CE Oltenia, a reamintit că în aprilie 2016, complexul a fost nefuncțional, din lipsa contractelor la termen. „De ce nu veneau furnizorii să facem contracte bilaterale?”, a întrebat Boza și a îndemnat furnizorii să folosească în principal contractele la termen; „astăzi, CEO are deja contracte încheiate pentru energia produsă de șapte grupuri până la anul. Începem, deci, să ne educăm…”
În primele șapte luni din 2017, CE Oltenia a înregistrat în profit brut de 350 de milioane de lei, în condițiile în care a vândut energia la un preț mediu mai mare cu 6-7%. Principala sursă de creștere a veniturilor o reprezintă creșterea volumelor (peste un TWh în plus față de 2016). În prezent, CEO funcționează la maxim, cu 9 grupuri de producție, a precizat Boza, iar pentru producția a șapte grupuri au fost încheiate contracte la termen, la prețuri cu circa 20% mai mici față de prețul actual din PZU.
Noi regulamente europene cu impact major asupra pieței
În intervenția domniei sale, Corina Popescu, Președintele Directoratului Transelectrica, a avertizat asupra provocărilor pe care noile coduri de rețea adoptate la nivel european le ridică pentru toți actorii pieței de electricitate din România.
Din iulie 2015 până pe 2 august 2017 au fost adoptate de către Comisia Europeană nu mai puțin de șase coduri europene de rețea, iar până la sfârșitul acestui an este preconizată adoptarea a încă două coduri. „Odată cu publicarea în Monitorul Oficial al UE, ele au devin reguli obligatorii pentru piața din România. Nu mai e nevoie de legi de transpunere, ci trebuie să ne conformăm”, a precizat Corina Popescu. Domnia sa a avertizat că „regulile desenate pentru viitor sunt foarte stricte, iar operatorii din România nu se apleacă suficient asupra acestor reguli”, care vor avea impact în toate domeniile de activitate: piața de energie, conectare la rețea, operarea sistemului energetic.
DESCARCĂ PREZENTAREA CORINEI POPESCU Implementarea noilor coduri europene de rețea. Provocări
Efectele OUG 64 se văd deja în piața de gaze naturale
Diferențele dintre piața de electricitate și cea de gaze naturale sunt foarte numeroase și provin nu doar din elementele tehnice și structurale, ci și din gradul mai redus de liberalizare. Cornel Zeveleanu, Director general adjunct în cadrul Direcției țiței și gaze naturale a Ministerului Energiei, s-a referit la viteza de tranzit și de consum: „Este mult mai ușor să implementezi instrumente precum piața intra-day sau piața de ziua următoare într-un domeniu în care marfa circulă aproape instantaneu, decât să implementezi un asemenea principiu într-un domeniu în care este nevoie de un anumit timp pentru ca marfa – gazele naturale – să ajungă dintr-un punct în altul”.
La rândul său, Vasile Ciolpan, Director Departament Comercializare Energie, Romgaz a precizat că piața gazelor naturale este parțial închisă, la export, dar deschisă la import. În plus, modelul de piață pentru gazele naturale s-a schimbat, dar încă nu este perfect și nu rezolvă problemele tuturor participanților. „Pe lanțul de la producător până la consumatorul final sunt toți participanții importanți – transport, furnizare, distribuție. Sunt reguli, precum codul de rețea pentru Transgaz, care funcționează, dar nu așa cum se așteaptă toți participanții. Închipuiți-vă, avem luni neînchise din noiembrie [2016], de când am început echilibrarea zilnică”, a explicat Ciolpan.
Între lecțiile pe care le pune la dispoziție piața de electricitate, oficialul Romgaz s-a referit la înțelegerea faptului că se impune existența unui cod comercial și a unui cod tehnic. „Și în piața gazelor naturale, această distincție ar ajuta mult toți participanții, pentru că de foarte multe ori noi încercăm să rezolvăm comercial probleme tehnice ale codului rețelei și probleme de operare legate de Transgaz”, a subliniat Vasile Ciolpan.
Piața de gaze naturale a fost parțial liberalizată la 1 aprilie 2017, când a fost introdus un mecanism de piață pentru formarea prețurilor la gazele naturale din producția internă, prin intrarea în vigoare a OUG 64/2016. „Pe piața de gaze avem un embrion de bursă, care într-o anumită măsură satisface nevoile participanților”, a spus Ciolpan. „Pot să vă spun pentru că, pentru 2017, am depășit cu mult obligația de tranzacționare impusă prin lege, la prețul la care s-a întâlnit cererea și oferta”, în apropiere de 71-72 de lei pe MWh.
Atât Vasile Ciolpan, cât și Cornel Zeveleanu, au susținut oportunitatea adoptării prin lege în Parlament a modificărilor legislative în forma inclusă în OUG 64/2016.
Vasile Ciolpan a subliniat că regulile trebuie să existe, inclusiv pentru piața liberă, dar să se oprească acolo unde influențează manifestarea cererii și a ofertei. În legătură cu ceea ce se întâmplă acum pe piața de electricitate, Ciolpan a opinat că „nu e normal ca ANRE să blocheze sau să stabilească prețul”.
DESCARCĂ PREZENTAREA LUI NICULAE HAVRILEȚ Grafice evoluție piața de gaze 2011-2017
Au asistat la prezentări și au participat la discuții peste 80 de experți, reprezentanți ai ACUE, Aegean Oil Consulting, AFEER, Ambasada SUA, ANRE, Axpo Energy Romania, BCR, Business Lease, CE Oltenia, Cert International, CEZ Group, CIS GAZ, Compania de detectivi NEI, Conpet, Consiliul Concurenței, CMS, E&Y, ELCEN, Elektra Renewables, Enel, EnergoBit, Energy Policy Group, Hotel Golden Tulip, Hunt Oil, Jereh, Mazars Romania, MET, Ministerul Energiei, Moneycorp, Montana Energy Group, Next Energy Distribution, Next Energy Partners, NIS Petrol, OMV Petrom, Pachiu si Asociații, Paicu&Sons Consulting, RCS-RDS, Ringhel, Roland Berger, Romelectro, Romgaz, RWE, S&T, Sand Hill, SIER, Stratum Energy, Transelectrica, Transgaz, UMEB Elektromotoren, Veolia Energie Romania, Volvo.
Parteneri media ai evenimentului au fost Agerpres, Radio România Actualități, Klarmedia, Realitatea TV, România Liberă. Sursa Zilei.
Participare
În 2017, energynomics.ro îşi propune să organizeze 10 ediţii de Energy Breakfast Club. Calendarul şi temele propuse sunt disponibile în pagina dedicată Energy Breakfast Club.
Participarea la Energy Breakfast Club este deschisă tuturor profesioniștilor din industria energetică românească, precum și din sectoarele conexe, pe baza invitației personalizate lansate de energynomics.ro. Ne puteți scrie la office at energynomics.ro pentru a solicita o invitație!
Energy Breakfast Club este o întâlnire de 2-3 ore în care specialiștii din energie se pun la curent cu cele mai noi informații și cele mai influente opinii pe una dintre temele fierbinți ale momentului.
Din postura de gazdă, începând cu ora 09.00, energynomics.ro pune la dispoziție moderatorul și cafeaua, propune tema și lansează invitațiile către speakeri. Aceștia sunt selectați dintre cei mai buni cunoscători ai tematicii și devin responsabili cu provocările intelectuale și organizarea ideilor. Prezentările nu depășesc 20 de minute și se doresc a fi puncte de pornire pentru dinamice schimburi de idei și perspective.
Clubul se închide la ora 13.
