Am scris de nenumărate ori că piața actuală de energie este făcută pentru ca unii să câștige și consumatorii (deci și noi, casnicii) să pierdem.
… și pentru a nu trage aceasta concluzie ANRE-ul, adică agenția de reglementare, este extrem de opacă de câțiva ani, fapt pe care îl poate observa oricine ar intra pe site și ar cauta date.
Avem trei companii mari de extracție de gaze care dețin peste 96% din producție, restul procentelor fiind deținute de câteva companii mici.
Cele trei mari companii sunt Romgaz, Petrom și Black Sea Oil and Gas.
Sporadic se fac și importuri, aceastea fiind numai iarna deoarece consumul depășește producția și capacitățile de extragere și transport din depozite.
Consumatori mari sunt termocentralele pe gaz care furnizează energie electrică și termică, apoi industria și companiile de furnizare, mai întotdeauna legate de companiile de distribuție, care au mulți clienți casnici.
Nici acestea nu sunt multe.
Restul sunt furnizorii care au niște calculatoare în câteva birouri și tranzacționează aceste gaze.
Dar nici furnizorii nu au făcut prea multe tranzacții pe piețele organizate.
Gazele se tranzacționeza pe doua piețe: OPCOM și Bursa Română de Mărfuri și pe platforma Sistemului Electronic de Achiziții Publice.
Aceste piețe sunt irelevante pentru ceea ce statul numeste ”piață liberalizată”, inclusiv de Consiliul Concurenței, adică cei care ar trebui să fie, alături de ANRE un fel de poliție a pieței.
La OPCOM nu am găsit nici o tranzacție în ultimii ani.
Spre exemplificare avem luna ianuarie (care deobicei are cel mai mare consum de gaze) a anului 2024 :Pe Bursa Română de Mărfuri pentru luna ianuarie 2024 s-au desfășurat 13 tranzactii care au însemnat 29.
662,49 MWh, adica 2.
811.
610,43 mc de gaz în situația în care în România s-au consumat 729.
768.
720,37 mc, adică au fost tranzactionate doar 0,39% din total consum.
De asemenea s-au mai făcut 7 tranzacții în valoare de puțin 4.
056.
018 lei (adică mai nimic) pe platforma SEAP.
Întrebarea este unde se tranzacționeaza aproape 11 mmc, necesarul unui an pentru România?Gazele se tranzacționeaza privat prin contracte bilaterale, care sunt confidențiale.
Rezultă că nu știm de câte ori aceeași moleculă de CH4 este tranzacționată și la ce prețuri.
Din cauza opacități tranzactiilor cu gaze din România în rapoartele Consiliului Concurenței găsim referiri la prețurile din piețele europene și care ne avertizează că „prețul mediu al tranzacțiilor la termen trebuie privit cu precauția necesară” pentru BRM:Prima concluzie: în fond nu există o piață de gaze! Prețul gazelor din România este stabilit arbitrar în funcție de prețurile tranzacțiilor din bursele europene.
Mai există și un mecanism de subvenționare și compensare “rămășiță“ a exploziei prețurilor de imediat după începerea războiului din Ucraina.
Acesta prevede că tot ce se consumă peste prețul de peste 120 de lei / Mw este subvenționat.
Astfel s-a ajuns ca furnizorii să facă fel de fel de artificii pentru ca prețul să rămână căt se poate de sus.
Dar până la urmă s-a ajuns ca prețul gazelor pe BRM să fie sub prețul plafonat de stat.
Este clar că nu poate exista o piață liberă în Romania, unul dintre puținele state care au rezerve de gaze în Europa! Și am ajuns să fim a cincea țară din UE în topul creșterii prețurilor achitate de consumatorul final de gaze.
Dacă am avea un guvern înțelept care să lucreze pentru cetățeni și un reglementator care să își facă treaba, prețul gazelor ar putea fi un coș în care să intre cu procentele consumului: costul de extracție (cu adaosurile reglementate) și prețul gazului importat, la care companiile să-și pună un adaos reglementat și acceptabil.
Dar prețul gazelor este simbiotic legat de prețul energiei electrice.
Există o regula dată de costurile fiecărui tip de combustibil din mixul electro-energetic: producătorul cel mai ieftin are prioritate.
Ordinea de merit în România este dată de regenerabile care sunt considerate cele mai ieftine, dar care beneficiază și de premierea cu certificatele verzi.
Fiecare dintre consumatori are pe factură aceste certificate verzi.
Pentru fiecare MW produs de o capacitate regenerabilă aceasta primește 71,69 lei.
De aici rezultă că o capacitate regenerabilă poate scoate profit dacă vinde la prețul negativ de -71.
68 lei / MWh.
Aceasta este explicația pentru care au apărut prețurile negative în piață.
Specificăm că sunt mulți producători de energie regenerabila (privați) care nu au capacități așa de mari și din acest motiv nu sunt cunoscuți însă sunt puternici prin lobby-ul pe care îl exercită asupra ministerului și ANRE-ului.
Următorul clasat în ordinea de merit este Hidroelectrica, care de asemenea beneficiază de certificatele verzi care are costul de producție a unui MWh este de aproximativ 100 lei.
Nuclearelectrica a produs anul trecut cu un cost de 178 lei / MWh.
Costul cel mai mare de producție este în termocentralele pe cărbune sau gaze.
Disfuncționalitatea pieței de gaze a făcut ca o lungă perioadă, producătorii de energie electrică pe gaz să aibă prețul de producție cel mai mare.
Un alt nonsens, deoarece cărbunele este penalizat cu 0,91 certificate de CO2, față de gaz cu 0,43 certificate de CO2.
Asta înseamnă că spre sfărșitul anului 2023 un MWh pe cărbune era penalizat cu aproximativ 40 auro (200 lei) mai mult decat un MWh pe gaz (aprox.
100 lei).
Știm că un MWh produs din gaz are un cost de producție aproximativ 650 lei și un MWh produs din cărbune are un cost de prodicție de aproximativ 1000 lei.
Intermitența regenerabilelor a dus la intermitența capacităților securitare.
Procedura de pornire și oprire a centralelor nucleare este de mai mult de o săptămână.
Astfel termocentralele pe gaz și cărbune, care și ele au deasemenea proceduri de pornire – oprire care durează câteva ore și care au inerție termică, au trebuit să se alinieze regulei “ordin de merit” și astfel au fost nevoite să se oprească când este soare și bate vântul, devenind și ele intermitente, acoperind lipsa de producție de regenerabile.
Cum e și normal, aceste întreruperi frecvente fac ca prețul energiei din combustibili fosili să crească, ceea ce duce la o creștere a prețului mediu al energiei electrice.
Primul viciu al pieței este amestecul statului în „piața liberă” prin impunerea cerfificatelor verzi, ce sunt prost implementate în România.
Acestea ar fi trebuit să reprezinte doar un mecanism de monitorizare a producției din regenerabile, oferind consumatorului final posibilitatea să își aleagă sursa de energie.
În România „mecanismul certificatelor verzi” reperezintă o taxă aplicată discreționar consumatorului care e aburit că salvează planeta, când de fapt el crește prețul energiei și profiturile „baieților vopsiși în nuanța verde dolar”.
Electricitatea se tranzaționează în afara piețelor, prin contracte bilaterale (inclusiv SEAP) – aproximativ 15% și pe piețele organizate pe OPCOM și BRM – 84%, datele fiind din 2022 din raportul ANRE (pag.
300).
În 2022 erau înscriși la ANRE 20 de producători cu licență de furnizare și 54 de furnizori – traderi de energie.
(Lista actualizată nu se găseste pe noul site ANRE.
) Mulți dintre aceștia nu sunt activi.
Majoritatea tranzacțiilor se face pe OPCOM.
BRM are două piețe unde se tranzacționează conctracte cu durata mai mari de o lună, deobicei între mari producători și mari consumatori.
Cantitățile ofertate nu sunt mai mari de 300 MWh pe lună.
Cantitățile totale tranzacționate pe BRM nu reprezintă un procent semnificativ din totalul pieței.
BRM fiind o societate comercială pe acțiuni, închisă, nu își publică rapoartele.
Nici pe e-licitatie.
ro valorile nu sunt mari.
În OPCOM s-au tranzaționat aproximativ 84% din total consum, piața care a avut cea mai mare pondere a fost PZU cu 50% (piața pe ziua următoare).
Problema tuturor piețelor este că nu există un mecanism de asigurare a finalizării tranzacțiilor, echivalentul unei case de clearing sau a reglementării dure a ANRE în cazul nefinalizării.
Astfel au existat multe contracte încheiare pe SEAP, BRM sau OPCOM care au fost denunțate de vânzători deoarece prețurile din piață crescuseră și aceștia a preferat să plătească amenzile derizorii aplicate de ANRE pentru câștiguri de câteva ori mai mari.
În primavara lui 2021, la începutul crizei energetice românești, multi brokeri de energie au refuzat să furnizeze energia contractată, punând în dificultate în special consumatorii finali companiile de stat, care conform legii au trebuit să treacă la furnizori de ultimă instanță.
Finalitatea a fost că într-o lună au consumat toți banii bugetați pentru consumul de energie a întregului an.
ANRE-ul (sau ministerul de resort) atunci nu au luat nici o măsură pentru a împiedica această practică.
O alta intervenție în piață a statului este scoaterea la licitație a cerfificatelor pe diferenta (CfD) pentru capacități de 2.
500 MW eolian și 2.
500 MW fotovoltaic.
Prin aceste contracte pe diferență se garanteaza prețul unui MWh pe eolian la nivelul de 93 euro și a unui MWh pe fotovoltaic de 91 euro.
Aceste CfD-uri sunt pentru o perioadă de 15 ani.
Altfel spus până în 2040 prețurile energiei vor fi denaturate de acest „program de încurajare a investițiilor în regenerabile” impropriu atât timp cât nu există capacități de stocare a energiei.
Unde este breșa de securitate?Actualul sistem de organizare a industriei energetice în care statul intervenționist și piața prost organizată, reglementată și controlată reprezintă o vulnerabilitate a industriei energetice și a economiei.
Capacitățile securitare românesti se degradează cel mai rapid deoarece au fost proiectate pentru a funcționa continu și nu a acoperi intermitențele regenerabilelor, fapt ce duce la creșterea costurilor de producție.
Este adevărat că majoritatea au fost proiectate și puse în folosință de mai mult de 35 de ani, deci au randamente mai mici decât capacitățile de generație .
.
.
Citeste intregul articol si comenteaza pe Contributors.
ro
