Un număr de 10 producători de energie, plus un operator de stocare de electricitate, activează în prezent pe piața de echilibrare, piață angro de penalizare în care furnizorii plătesc pentru dezechilibrele consemnate în portofoliu, în situațiile în care clienții lor consumă fie mai mult, fie mai puțin decât prevăd notificările realizate în baza prognozelor pre-livrare, iar producătorii calificați de Transelectrica în acest scop sunt plătiți fie pentru a-și spori, fie pentru a-și reduce producția, astfel încât sistemul energetic național să se afle permanent în echilibru, adică producția să fie egală cu consumul.
Înainte de a fi prezentată aici, informația a fost anunțată cu mult înainte pe Profit Insider
Piața de echilibrare a ajuns recent sub lumina reflectoarelor, după ce furnizorii de energie s-au plâns că, deși dezechilibrele din sistemul energetic au scăzut, adică au reușit să-și îmbunătățească prognozele, acestea anticipând mai fidel consumul efectiv al clienților, prețurile au explodat pur și simplu, ajungând să depășească și 15.000 lei/MWh. Asta într-o perioadă de scumpire generalizată amplă pe piețele angro de energie electrică, în condiții de creștere amplă a consumului din cauza caniculei, de diminuare a producției și de explozie a importurilor Ucrainei.
28 noiembrie - Profit Financial.forum
Clienții finali nu sunt afectați deocamdată de aceste scumpiri, grație plafoanelor în vigoare până în primăvara anului viitor. În același timp, statul nu le decontează furnizorilor dezechilibrele, prin compensările acordate de la buget pentru acoperirea costurilor plafonării, decât în proporție de cel mult 5% din contravaloarea energiei achiziționate din piețele angro, astfel că furnizorii rămân cu grosul acestor costuri. Însă dacă va dispărea plafonarea, populația și firmele vor regăsi pe facturile de consum costurile integrale de echilibrare ale furnizorilor.
Cei mai mari jucători de pe piața de echilibrare sunt Hidroelectrica, cu portofoliul său de hidrocentrale de 6.300 MW, Complexul Energetic Oltenia, cu grupurile pe lignit din Gorj, de peste 2.000 MW, OMV Petrom, proprietarul și operatorul centralei pe gaze de la Brazi, cu putere instalată de 860 MW, și Electrocentrale Craiova (280 MW pe lignit), relevă date analizate de Profit.ro. În afară de OMV Petrom, celelalte 3 sunt companii controlate de statul român.
Un alt jucător este Bepco din Brașov, care deține 4 centrale pe gaze în cogenerare, cu putere instalată electrică totală de 42,75 MW, ce livrează curent în rețeaua națională și agent termic în sistemul local centralizat de termoficare din municipiu. Societatea este deținută, ca beneficiari finali, de Simina Costan (49,97%), Tradeflax SRL din Cipru (46,92%) și Călin Costan, potrivit termene.ro.
Echilibrare face și AOT Energy, care a preluat CET Arad și deține capacități de producție de energie electrică și termică în cogenerare pe gaze. Puterea electrică a unităților AOT Energy este de aproape 22 MW.
Și Electro Energy Sud, operatorul centralei în cogenerare pe gaze din Giurgiu, cu putere instalată electrică de 17,6 MW, este activ pe piața de echilibrare. Asociații finali indirecți ai companiei sunt Michal Alexandron Fonea și Aviv Fonea, din Israel, cu câte 50% din capital.
Activă pe piața de echilibrare este și Nova Power&Gas, din grupul clujean E-INFRA al antreprenorilor Teofil Mureșan, Simion Mureșan și Marian Pantazescu, care deține o centrală pe gaze la Câmpia Turzii, cu putere instalată de peste 13 MW.
În echilibrare activează și operatorul singurei instalații de stocare de sine stătătoare din sistemul energetic național. Este vorba de Megalodon Storage, care deține un sistem de stocare de 7 MW la Căciulați, comuna Moara Vlăsiei, județul Ilfov. Principalii asociați ai companiei sunt fondul austriac de investiții Core Value Capital (33,33%), Gerdan Real Estate SRL, societate controlată de șefii dezvoltatorului de unități de producție de energie regenerabilă din Austria LSG Group (33,34%), și constructorul și operatorul austriac de sisteme fotovoltaice Green Source GmbH (24,33%).
Cei mai noi producători de energie din piața de echilibrare dețin capacități de generare pe gaze naturale.
Unul dintre ei este True Energy Management, controlat în proporție de 60% de grupul Premier Energy, proaspăt lista la Bursa de Valori București (BVB). Compania a repornit în octombrie anul trecut centrala în cogenerare pe gaze naturale din municipiul Făgăraș, județul Brașov, cu putere electrică instalată de aproape 22 MW.
Celălalt este Energy Innovative Solutions, care a obținut în aprilie anul acesta licență de exploatare comercială pentru centrala pe gaze de 20 MW de la Răcari, județul Dâmbovița, concepută special pentru a activa pe piața de echilibrare. Asociații finali ai companiei sunt Apostolou Apostolos, asociat și administrator la mai multe business-uri cu profil energetic din România, legate de grupul luxemburghez Montana Energy (31,45%), Gabriel Matei, șeful Clarke Energy România, divizia locală a companiei britanice omonime ce distribuie motoarele pe gaze Jenbacher (31,45%), Mihai Ștefan Olaru (14,15%), Valentin Nour (14,5%), Clarke Energy Limited (5,66%) și Dan Alexandru Olaru (3,14%).
Piața de echilibrare este voluntară, adică producătorii fac oferte doar dacă doresc, și nereglementată, neexistând practic limite de preț (limitele tehnice sunt de plus sau minus 99.999 euro/MWh).
În prima parte a lunii, în urma unei întâlniri dintre Ministerul Energiei, ANRE, Transelectrica, OPCOM și reprezentanții asociațiilor producătorilor, distribuitorilor și furnizorilor din energie, au fost anunțate public mai multe măsuri posibile analizate, respectiv transparentizarea tranzacțiilor, crearea cadrului legal pentru instituirea stării de alertă pe perioadă temporară, pe piața de echilibrare, și posibilitatea instituirii mecanismului de plafonare a prețurilor pentru o perioadă de 3-6 luni.
Din 2020, la nivelul întregii UE, prețurile pe piața de echilibrare se stabilesc utilizându-se principiul prețului marginal. Asta înseamnă că prețul pentru un anumit produs de echilibrare reprezintă prețul ofertei celei mai mari cu care se închide piața, indiferent de cât de redusă cantitativ este oferta cea mai scumpă. Astfel, de exemplu, dacă oferta cu prețul cel mai mare este de 1 MWh, respectivul preț se va aplica pentru toate ofertele, inclusiv pentru cele de sute sau mii de MWh.
″Aceste analize (ale furnizorilor și Transelectrica – n.r.) au evidențiat o lipsă de capacități care se pot constitui ca rezerve pentru situațiile în care consumul de energie crește, respectiv pentru situațiile de excedent de producție/deficit de consum. Această lipsă de resurse interne se suprapune peste imposibilitatea temporară de a accesa platformele europene de echilibrare, deoarece Ungaria încă nu a implementat toate măsurile impuse prin reglementările europene pentru piața unică. Lipsa resurselor de echilibrare, în cantitățile necesare sistemului, a condus la creșterea abruptă a prețurilor pentru energia de echilibrare, cu efect direct în creșterea costurilor cu dezechilibrele ale participanților la piață″, se arată într-un document al ANRE, analizat de Profit.ro.
Potrivit sursei citate, instituția are în vedere ca, pentru o perioadă limitată de timp, până la conectarea la platformele informatice europene pentru echilibrare, dar nu mai târziu de 31 decembrie 2026, să fie realizată o temperare a prețurilor dezechilibrelor obținute la decontarea în piața de echilibrare. Astfel, se vrea schimbarea mecanismului de remunerare a ofertelor de energie de echilibrare, respectiv în loc de principiul prețului marginal să fie folosit temporar principiul prețului de ofertă, reducându-se astfel costurile de echilibrare ale sistemului energetic național. Pe scurt, nici un jucător nu va primi mai mult decât prețul pe care îl solicită, iar oferta cea mai mare nu va mai fi decisivă pentru întreaga piață.
″O altă situație care s-a evidențiat se referă la creșterea dezechilibrului sistemului datorită producătorilor care au capacitățile în perioada de probe și care preferă să stea cât mai mult în această situație, fiind scutiți de la plata dezechilibrelor și remunerați pentru energia livrată cu un preț avantajos. Cadrul de reglementare în vigoare prevede ca, pentru energia pe care o injectează în perioada de probe aceste centrale, să nu le fie atribuit niciun dezechilibru, neavând obligația să notifice puterea produsă în piața de echilibrare, dar să primească totuși contravaloarea energiei injectate la media prețului PZU din ultimele 90 de zile″, se afirmă în document.
Acolo se subliniază că, în momentul de față, puterea centralelor care rămân în perioada de probe până la termenul limită de 24 de luni este tot mai mare și conduce la creșterea costurilor cu echilibrarea sistemului.
″Astfel, se propune (...) diminuarea duratei perioadei de probe în funcție de categoria în care sunt clasificate (centralele – n.r.) conform Ordinului președintelui ANRE nr. 79/2016 și, totodată, se propune remunerarea energiei injectate în rețea cu prețul PZU înregistrat în intervalul de decontare în care a fost produsă, dar nu mai mult de 400 de lei/MWh, această valoare fiind prețul de referință considerat și în cadrul metodologiei aplicate conform OUG 27/2022 pentru calculul contribuției la Fondul de Tranziție Energetică″, prevede actul.
Unitățile de producție aflate în probe vor ″primi″ zero lei/MWh pentru ce injectează în rețea în intervalele orare cu prețuri negative, consemnate în special la prânz, din cauza excesului de energie fotovoltaică.
″Pentru energia electrică produsă în perioada de probe și livrată în sistemul energetic național (SEN), persoana fizică/juridică care pune în funcțiune locul de producere/locul de consum și producere, inclusiv instalațiile de stocare, noi sau retehnologizate, (...), primește de la operatorul de transport și sistem (OTS, Transelectrica – n.r.) valoarea cea mai mică dintre prețul de închidere al PZU din fiecare interval de decontare a dezechilibrului și valoarea de 400 de lei, dacă prețul în intervalul respectiv este pozitiv, și 0, dacă prețul în intervalul respectiv este negativ″, este formularea legală avută în vedere de ANRE.
Grosso modo, centralele de sub 1 MW vor putea sta în probe cel mult 6 luni, iar cele între 1 și 20 MW – maximum 1 an, perioada de până la 2 ani urmând a fi păstrată doar pentru cele de peste 20 MW.
″Se apreciază că, prin cele două masuri preconizate, se vor diminua costurile cu echilibrarea sistemului electroenergetic și, în final, acestea vor avea un impact mai mic asupra prețurilor de dezechilibru plătite de părțile responsabile cu echilibrarea, respectiv de participanții la piață și, la final, de consumatori″, conchide ANRE.
