ANALIZĂ Ordonanța 114 transformă România în importator net de energie. Se anunță vremuri grele pentru producătorii autohtoni

Începând din primele zile ale acestui an România a devenit brusc importator net de electricitate în condițiile în care, cel puțin pe hârtie, puterea instalată este de două ori mai mare decât maximul consumului. Întrebarea este ce s-a schimbat față de anii trecuți. Infrastructura (de producție și transport) e în mare parte aceeași, în pofida avariilor înregistrate și a grevei minerilor de la Complexul Energetic Oltenia. Legislația, însă, este complet diferită.

Statutul de importator/exportator net de electricitate al unei piețe naționale din UE este dat de prețul spot (PZU) relativ raportat la cel înregistrat pe piețele vecine, în special cu cele cu care este cuplată. Un algoritm, Euphemia (acronimul de la Pan-European Hybrid Electricity Market Integration Algorithm), este responsabil de alocarea capacității transfrontaliere, adică stabilește cine este importator și cine este exportator de energie. Algoritmul funcționează pe principiul “energia de pe piața mai ieftină” curge spre “piața mai scumpă”.

Istoric, prețul pe piața pentru ziua următoare (PZU) din România era mai mic decât cel din Ungaria, ceea ce transforma România în exportator net și Ungaria în importator net, în marea majoritate a timpului. De la 1 ianuarie însă, situația s-a schimbat.

De exemplu, miercuri 16 ianuarie, prețul mediu al energiei cu livrare în ziua de joi, 17 ianuarie, a atins pe piața spot nivelul record de 507 lei/MWh, mai mare cu 2 lei decât precedentul record, înregistrat pe 31 ianuarie 2017. Comparativ, prețul PZU din aceeași zi pe piața maghiară era cu 17 euro mai mic decât cel din România. Iar aceasta a fost nu o excepție, ci regula la începutul acestui an: prețul din România a fost cel mult egal cu cel din Ungaria, existând zile cu diferențe semnificative, cum a fost și ziua de 7 ianuarie, când diferența era de 18 euro.

Presiunea pe prețul energiei vine din partea cererii

În pofida evenimentelor înregistrate pe partea de ofertă (avariile și greva minerilor), datele OPCOM arată surprinzător, la prima vedere, că presiunea asupra prețului a venit de pe partea de cerere.

Astfel, în prima săptămână a acestui an, volumul total al ofertelor de cumpărare a fost de 560 mii MWh, în creștere cu 2,63% față de ultima săptămână a anului trecut. În aceeași perioadă, volumul total al ofertelor de vânzare pe PZU a fost de 526 mii MWH (cu 0,89% mai mică față de cea din săptămâna precedentă). În a doua săptămână a anului, dezechilibrul raportului dintre cerere și ofertă s-a accentuat: volumul total al ofertelor de cumpărare s-a majorat cu numai puțin de 18,59%, ajungând la 664 mii MWh, iar cel al ofertelor de vânzare doar 8%, ajungând la 659 mii MWh.

Comparativ cu anul trecut, se observă că cererea este mult peste nivelul ofertei. În primele 2 săptămâni ale lui 2018, volumul total al ofertelor de vânzare a fost de 634 mii MWh, respectiv, 686 mii MWh, mult peste cel al ofertelor de cumpărare de 476 mii MWh, respectiv 583 mii MWh.

Drept urmare, cota cantităților tranzacționate pe PZU s-a majorat de la 40% în ultimele săptămâni ale anului trecut la 43%, în pofida prețurilor ridicate.

Dacă analizăm evoluția celorlalte tipuri de contracte semnate pe OPCOM, valoarea tranzacțiilor este în scădere, de la 4,9 milioane MWh în luna noiembrie, la doar 3,9 mil MWh în decembrie.

Motivul pentru care furnizorii preferă PZU în defavoarea altor tipuri de contracte ține exclusiv de legislație și reglementare. Pe 1 ianuarie a intrat în vigoare OUG 114, care însă n-are legislația secundară a ANRE aprobată, ceea ce a creat un sentiment de incertitudine în rândul actorilor de pe piață.

Cum OUG 114 prevede că furnizorii de ultimă instanță (FUI) vor primi energie la preț reglementat (și mai ieftină, cost de producție Hidroelectrica și Nuclearelectrica) pentru acoperirea consumului casnic, aceștia au preferat probabil să nu mai încheie niciun contract la termen, în așteptarea metodologiei ANRE. Astfel, au ajuns în poziția de a-și asigura necesarul de energie în mare parte de pe PZU, ceea ce ar putea explica evoluția spectaculoasă a ofertelor de cumpărare de pe această piață.

Pe partea de ofertă, potrivit unor surse din piață, reglementările privind stocurile minime de iarnă, dar și schimbările legislative adoptate de ANRE pe piața de echilibrare, care este legată de PZU, descurajează pe unii participanți să participe la PZU.

Taxa de 2% pe cifra de afaceri a transformat România în importator net

În plus, prețurile mari de pe PZU mai au o explicație: odată cu intrarea în vigoare a OUG 114, a apărut și noua taxă de 2% pe cifra de afaceri aplicabilă întregului lanț (producție, traderi, furnizori). Impactul acesteia a fost transferat foarte probabil în prețul de vânzare solicitat pe PZU, ceea ce a condus la majorarea acestuia cu cel puțin 2% (în cazul unei tranzacții directe între producător și furnizor, dar chiar cu 4% în cazul unei tranzacții în care este implicat și un trader intermediar).

De fapt, impactul taxei de 2% a fost decisiv în transformarea României din exportator în importator net, cel puțin în raport cu Ungaria, dar și cu Bulgaria.

Istoric vorbind, prețul din Ungaria era mai mare, însă nu cu mult față de cel din România. Pe întreg anul 2017 (ultimul raport disponibil OPCOM) diferența de preț pe PZU dinte Ungaria și România a fost de mai puțin de un euro (PZU Ungaria - 50,35 euro/MWh, România 49,92 euro/MWh). În noiembrie 2018 prețul mediu pe PZU în Ungaria a fost de 63,65 euro MWh, iar în România de 60,6 euro/MWh. În decembrie 2018, diferența s-a diminuat la sub un euro (preț PZU Ungaria - 65,07, preț PZU România - 64,16 euro/MWh). Astfel, Ungaria era, în cea mai mare parte din timp, importator net în raport cu România.

De la începutul anului, dată fiind marja redusă dintre prețul din cele două state și influența taxei pe cifra de afaceri asupra prețului din România, situația s-a inversat: prețul mediu PZU de pe OPCOM a fost 76,82, iar cel din Ungaria, de 74,78 lei, ceea ce a transformat România în importator net.

Același lucru se poate observa și în raport cu celălalt stat membru UE, Bulgaria. Prețul mediu pe PZU în Bulgaria a fost de la începutul anului de 72,36 euro/MWh, cu 4,5 euro sub cel din România. Singurul stat vecin cu preț mediu superior celui din România este Serbia.

Exemplul maghiar: în urma adoptării unor măsuri similare, Ungaria și-a redus capacitatea de producție, deși era importator net de electricitate

Însă efectele OUG 114 nu se opresc aici. Proiectul de ordin ANRE pus vinerea trecută în dezbatere publică prevede că majoritatea energiei cu costuri de producție reduse din România (hidro și nucleară) va fi destinată la un preț reglementat (cost de producție + o rată de profit de 5%) consumatorilor casnici. Ceea ce înseamnă că pentru piețele operate de OPCOM, inclusiv PZU, va mai rămâne disponibilă doar o cantitate echivalentă de 35% din producția Hidroelectrica și Nuclearelectrica.

Cu alte cuvinte, pe PZU, piața care contează pentru stabilirea statutului de importator/exportator net în raport cu celelalte state europene, se va tranzacționa doar energie “scumpă” (cu costuri de producție ridicată, plus energie regenerabilă, cu un caracter volatil). Foarte probabil, prețurile pe celelalte piețe centralizate, inclusiv PZU, vor crește. cei care vor fi dezavantajați fiind consumatorii industriali, ale căror costuri de producție vor fi majorate. Majorarea o vor transfera în prețuri, iar efectul inflaționist este unul garantat.

Însă o scumpire a energiei electrice pe PZU de la 1 martie, data intrării în vigoare a prevederilor referitoare la reglementarea prețurilor consumatorilor casnici, va mai avea un efect. Dacă scumpirile de pe PZU vor transforma România în importator net nu numai iarna, ci și în restul timpul, în pofida capacității sale de producție ridicate, producătorii autohtoni vor fi scoși de pe piață de traderi.

Exemplul Ungariei este elocvent. În 2012, guvernul ungar a adoptat un pachet de măsuri similare cu cele din OUG 114: a fost introdusă o taxă pe cifra de afaceri a companiilor din energie, încă o taxă de criză și una pe infrastructură (similară impozitului pe stâlp din România, doar că se aplica la metri de rețea).

În plus, prețul energiei pentru consumatorii casnici a fost redus cu 20%. Rezultatul: majorarea considerabilă a prețului pe PZU în Ungaria. Statul maghiar importa și așa 20% din energia necesară consumului, însă situația s-a deteriorat. Astfel, capacitatea s-a de producție a Ungariei s-a redus în numai 2 ani cu peste 500 MW, fiind afectate centralele pe gaz (care în prezent au o capacitate de 4.000 MW). În ultimii 2 ani, după ce a eliminat o parte din impozitele introduse în 2012 (taxa pe cifra de afaceri a devenit o taxă pe profit, de 31%), Ungaria a recuperat și capacitatea de producție pierdută, prin construcția de parcuri solare.

În România, situația producătorilor de stat cu costuri ridicate de producție este și în prezent precară. Scumpirea prețului energiei pe PZU ca urmare a adoptării OUG 114 (efectul taxei de 2%, dar și costurilor de producție a energiei tranzacționate pe PZU) ar putea să fie de o asemenea anvergură, încât Ungaria și Bulgaria să devină piețe mai ieftine pe durata întregului an și, implicit, ca producătorii români să primească instrucțiuni de limitare a producției în detrimentul importurilor, cum primesc în prezent.

De altfel primii care au intuit efectul OUG 114 asupra statutului de exportator de energie al României au fost traderii internaționali, care pentru luna ianuarie și februarie au rezervat întreaga capacitate de import scoasă la licitație de Transelectrica, atât pe interconexiunea cu Ungaria, cât și cu Serbia. De obicei, Transelectrica scotea la licitație o capacitate redusă, care nici măcar aceasta nu era acoperită din lipsa ofertelor.

Prețul pe PZU în întreaga Europă (marți, 22 ianuarie)

În luna ianuarie, însă valoarea totală a ATC (available transfer capacity) pe relația Ucraina - România adjudecată la licitație a fost de 400 MW, iar în luna februarie, de 500 MW. ATC pe relația Serbia-România adjudecată în ianuarie și februarie a fost de câte 600 MW. Numai că este puțin probabil ca România să fi fost importator net în raport cu Serbia, dat fiind prețul mai mare de pe piața vecină. Foarte probabil nivelul exporturilor a fost superior celui al importurilor din Serbia.

Situația României este cu atât mai paradoxală cu cât regiunea din care face parte, din Ungaria până-n Balcani, este cunoscută ca regiunea cu cea mai scumpă energie din Europa pe timp de iarnă, ca urmare a capacității de producție reduse. România era singurul stat care avea capacități de producție ridicate. Absența investițiilor și OUG 114 fac însă ca, în loc să devină un exportator de energie și siguranță energetică în Balcani, România să devină importator de energie și exportator de nesiguranță și incertitudine în regiune.