Producția de energie electrică din România a înregistrat săptămâna trecută un record negativ, atingând cel mai redus nivel din istoria modernă: a fost pentru prima dată când nivelul acesteia a scăzut sub 4.200 MW.
Înainte de a fi prezentată aici, informația a fost anunțată cu mult înainte pe Profit Insider
Detalii despre situația din sistemul energetic în ansamblu și perspectivele vor fi anunțate la Profit Energy.forum, un eveniment care va fi organizat pe 14 octombrie, cu transmisiune în direct pe Profit TV, și la care vor fi prezenți oficiali cu putere de decizie din administrație și cei mai importanți jucători din domeniu.
Vineri dimineață, la ora 01:57, potrivit datelor Transelectrica, nivelul producției din România era de doar 4.186 MW.
Situația s-a repetat în noaptea de sâmbătă spre duminică, în intervalul orar 02:20-03:20, când producția n-a depășit 4.192 MW, atingând și minime de 4.155 MW.
28 noiembrie - Profit Financial.forum
La acea oră, aproximativ 1.170 MW erau produși în centrale pe cărbune, 637 MW de centralele pe gaz, 747 MW erau energie hidro, 695 nucleară, iar aproximativ 900 energie eoliană. România importa în acel interval 900 de MW din țările vecine, majoritate din Ungaria (750 MW), restul din Serbia (150 MW).
Comparativ, în aceeași zi și la aceeași oră a anului trecut, producția de electricitate era de peste 5.350 MW, iar în 2017, de peste 6.600 MW.
Așa se face că vineri la ora respectivă, România era importator net de electricitate, cu un nivel al importurilor de 900 MW, cu 700 MW peste importul din perioada similară din 2018.
Coincidență, diferența de 700 MW reprezintă deficitul creat în prezent prin oprirea de miercuri a Unității 1 de la Cernavodă.
Duminică dimineață nivelul producției atingea un minim istoric de 4.155 MW
În 2017, însă, în aceeași noapte, România se afla în poziția de exportator net, exportând 1.200 MW, în special ca urmare a producției de energie eoliană de peste 2.000 MW.
Nivelul redus al producției nu arată neapărat că România nu are capacități de producție care nu pot fi utilizate peste acest nivel (în februarie 2018 s-a atins un nivel maxim al producției de peste 11.300 MW), ci mai degrabă că acestea nu sunt competitive în raport cu cele din țările vecine, în special cu cele cu care România este interconectată.
În mod normal, aceasta nu este o problemă pentru unitățile de producție cu costuri reduse (nepurtătoare de certificate de emisii), și anume parcurile eoliene, cele voltaice, cele ale Hidroelectrica și cele 2 unități de la Cernavodă. Pentru celelalte, pe gaz și hidrocarburi, principiul este că, după ce și-au produc cantitatea de energie contractată deja, ele vor funcționa numai atât timp cât costul marginal de producție, și implicit prețul de pe PZU, este mai mic decât cel al unităților de producție din Ungaria, care își asigură peste jumătate din producția de electricitate din gaze.
Costul de producție al unui MWh din gaze este mai mic decât cel din cărbune, în principal ca urmare a certificatelor de emisie necesare (de două ori mai multe în cazul cărbunelui). Însă chiar și în ceea ce privește producția de electricitate pe gaze, în Ungaria aceasta este mai profitabilă: prețul gazelor este cu câteva zeci de procente mai redus decât în România (ca urmare a efectelor OUG 114 de subvenționare a consumului și descurajare a producției, care a creat penurie pe piață), iar cel al certificatelor de emisie cu 2 euro sub cel din România.
De două luni, România trece printr-o perioadă extrem de tensionată pe piața energiei electrice, în principal ca urmare a secetei instalate care a redus potențialul de producție a energiei hidro și a intensității mai scăzute a vântului, care a micșorat producția de energie eoliană.
În plus, producătorii de energie sunt obligați de Autoritatea NAțională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), potrivit OUG 114, să pună la dispoziția furnizorilor o parte din energia produsă la cost de producție plus o rată a profitului de 5% pentru alimentarea consumatorilor casnici. Așa se face că pe piețele spot ajunge în principal energia cu costuri de producție ridicată (purtătoare de certificate de emisie), iar producătorii încearcă să-și compeseze "pierderile" create de OUG 114 prin obținerea de prețuri mai ridicate pe PZU.
Acestea sunt motivele pentru care în ultimul timp, cu mici excepții, România este campioana prețurilor spot la electricitate în Europa.
De altfel, în ultimele zile au existat și perioade în care nivelul importurilor au fost de peste 1.500 MW, superioare nivelului producției interne al fiecărei surse de energie luate separat (hidro, cărbune, hidrocarburi, eoliană, nucleară etc).
În plus, miercuri, prețul electricității cu livrare în ziua de joi a explodat pur și simplu, cel zilnic dublându-se practic, de la 67 de euro la 122 de euro, cu maxime orare care au ajuns la un record absolut de 750 de lei/MWh, ca urmare a avariei raportate de Nuclearelectrica la sistemul de răcire al reactorului Unității 1.
Oprirea accidentală a Unității 1 a luat prin surprindere piața și nu în ultimul rând, propria conducere a companiei. Licitațiile pentru ziua următoare, pentru miercuri, fuseseră deja efectuate marți, dispeceratul național stabilind deja ce unități vor produce, cât și când. Și capacitățile de import pe termen scurt fuseseră stabilite cu o zi înainte.
Brusc, s-a creat un deficit de producție de 700 de MW în sistem, care a trebuit compensat. În plus, Nuclearelectrica produce “energie ieftină” (nepurtătoare de certificate de emisii), iar deficitul creat de avarie a fost compensat de importuri sau de o producție suplimentară de “energie scumpă” (purtătoare de certificate verzi).
Acesta a fost efectul pe partea de ofertă. Pe partea de cerere, pentru a-și onora contractele în derulare, compania a semnat miercuri peste 60 de contracte de achiziționare de electricitate pe piața intraday, achiziționând cantități între un MWh și 20 MWh, la prețuri cuprinse între 335 lei/MWh și 550 lei/MWh.
Pe PZU, Nuclearelectrica a fost nevoită să plătească prețul pieței, care a ajuns și la 750 de lei/MWh în anumite intervale orare, record absolut pentru România.
