Prețul gazelor a dus companiile de termoficare la limita supraviețuirii, a susținut Doru Vișan, secretar de stat în cadrul Ministerului Energiei, într-o conferință organizată de CNR-CME. “De aici, necesitatea de a reglementa prețurile la gaze și electricitate”, a continuat domnia sa.
În toamna trecută, autoritățile au constatat că România are o capacitate de producție a energiei electrice de 12.000 de MW, față de cele 20.000 de MW vehiculate. “Fără echivoc și fără vreo incertitudine, au lipsit 8.000 de MW, un volum care a influențat toate deciziile care s-au luat”, a explicat Vișan.
Referindu-se apoi la aspectele comerciale, oficialul guvernamental a subliniat că liberalizarea pieței de gaze naturale a condus la majorări ale prețurilor. Ca urmare a modului în care România asigură producția de gaze naturale, ne-am confruntat cu un bipol, care s-a comportat pe principiul “treptelor de scară”, a spus Vișan. “Prin tranzacțiile efectuate pe bursă, unul [dintre cei doi producători, n.r.]urca o treaptă, iar la următoarea tranzacție, celălalt nu se așeza pe treapta respectivă, ci mai urca o treaptă. Nu pot să definesc dacă a fost un comportament intenționat sau a fost, pur și simplu, rezultatul deficitului comerciale care a existat”, explicat Vișan. Acest comportament s-a concretizat în prețuri de 130 de lei pe MWh, față de predicțiile de 70 de lei pe MWh.
În plus, a venit influența certificatelor de CO2. “De la o bugetare de 7 euro pe certificat, care urma să ajungă la 14-15 euro, am ajuns la 27 de euro pe certificat, pentru ca în luna aprilie, când CE Oltenia și-a asigurat în integralitate necesarul de certificate, prețul să fie de 23-24 de euro pe certificat”.
În acest context, principalul producător de electricitate, CE Oltenia, a ofertat astfel încât să-și internalizeze costul cu certificatele, iar celălalt mare producător, Hidroelectrica, s-a poziționat imediat alături de prețul oferit de CE Oltenia. Doru Vișan a subliniat că Hidroelectrica avea un grad de hidraulicitate redus și și-a menținut rezervele din marile lacuri pentru a asigura securitatea sistemului. “A fost un mecanism absolut normal”, dar a însemnat că “am pus în piață cantități mici, la prețuri mari”.
Cel mai amplu impact s-a transferat la nivelul companiilor de termoficare, societăți care au ajuns la limita de supraviețuire, din cauza prețului gazelor naturale. “Au ajuns în zona creditării de către furnizorii de gaze naturale, iar autoritățile locale nu și-au mai putut asigura subvenția necesară și disponibilul financiar pentru a susține activitatea. Acest tip de analiză a condus la necesitatea de a reglementa prețurile la gaze naturale și la energie pe o perioadă determinată, o practică folosită și de alte state puternice din Europa”, a concluzionat Doru Vișan.
Ce ne așteaptă la iarnă?
În prezent, toate companiile de termoficare au cantitățile de gaze naturale necesare asigurate, dar asta nu înseamnă că problemele au dispărut. „Presiunea creanțelor există și ea trebuie gestionată”, a subliniat Vișan, “în primă fază pas cu pas pentru a nu transfera această povară în totalitate pe seama furnizorilor de gaze naturale, dar cel mai important pas îl reprezintă programul național de investiții în zona cogenerării care este absolut obligatoriu”.
Pentru sezonul rece viitor, situația va fi încă și mai dificil de administrat, din punct de vedere al acoperirii nevoilor. “Avem un producător aproape epuizat, CE Hunedoara, unde nu mai putem vorbi decât despre componenta socială, de cantități foarte mici de energie, dar și de dificultăți majore pe care le are acest producător”, a sintetizat Doru Vișan.
Dar problema cea mai grea o avem la CE Oltenia. Doar 60% din certificate au fost internalizate în prețul de piață, restul a fost acoperit, cu eforturi deosebite, prin credite – 450 de milioane de lei, de la 5-6 bănci. “A fost maximul pe care l-am putut obține, dar nu a fost suficient și a trebuit să apelăm și la împrumut de disponibil în piață, respectiv la ultima rezervă de finanțare pe care am avut-o – Planul Național de Investiții, cu sumele aferente proiectelor de la Turceni și Ișalnița. Este imposibil de crezut că se va mai repeta așa ceva, deoarece nu mai avem cu ce să garantăm”, a avertizat Vișan. “Va trebui să aducem problema la nivelul Guvernului și al celorlalți factori implicați pentru a decide ce facem cu această societate”.
Secretarul de stat a subliniat că România trebuie să definească perioada de tranziție a cărbunelui, mai exact în ce interval de timp va face transferul de la producția pe cărbune la producția pe bază de gaze naturale, corelat cu dezvoltarea capacităților offshore și cu programul investițional – cu timpii necesari dezvoltării noilor investiții. Centrala de la Iernut se va finaliza la termen, în 2020, iar în același an vor debuta lucrările la Deva (400 de MW), dar nu va fi suficient, a opinat Vișan. “Este obligatoriu ca pe baza noii facilități de finanțare generate de Directiva europeană 410 ETS să începem un program național de cogenerare în marile orașe, între care București, Constanța, Timișoara, platformele industriale de la Craiova și de la Vâlcea”, cerut Doru Vișan.
Autoritățile locale nu dispun de resursa financiară, dar nici de cea organizatorică pentru a se descurca singure, așa că trebuie să atragem investitori. “Din fericire, există un mare interes, așa că trebuie să oferim acea predictibilitate necesară investitorilor, iar contractele pentru diferență (CfD) reprezintă una dintre țintele pe care ni le-am asumat și care, am convingerea, vor contribui la atragerea investițiilor necesare”, a încheiat Doru Vișan.
Preț marginal și adaptarea la piață
Prezent la conferința “Impactul modificărilor legislației naționale asupra sectorului energetic”, organizată de CNR-CME pe 9 mai, la Universitatea Politehnica București, Sorin Alecu, director adjunct Strategie Dezvoltare, în cadrul CE Oltenia, a adus în atenție efectul prețului marginal în piața de energie electrică. Răul a început în anul 2000, odată cu organizarea sectorului energetic pe baza companiilor mono-combustibili, a spus domnia sa. “Piața din România este una lipsită de concurență, care se bazează pe prețul marginal”, a afirmat Sorin Alecu. Potrivit acestuia, prețurile obținute de CE Oltenia, din piață, fără veniturile din servicii de sistem sau alte venituri, au evoluat de la 173 de lei pe MWh, în 2014 și 2015, la 171 de lei pe MWh în 2016 și 200 de lei pe MWh, în 2017.
“Efectul de rezistență al pieței, și anume a cererii, nu a ofertei, face ca odată cu apariția costurilor cu CO2, de exemplu, CE Oltenia să nu își poată recupera din piață, niciodată, costurile integrale, în vreme ce marjele celorlalți producători sunt considerabil mai mari. Orice taxă aplicată cărbunelui va conduce la creșterea marjelor de manevră în piață a celorlalți producători mono combustibil și la creșterea costului energiei electrice la consumatorul final”, a susținut Sorin Alecu. “În momentul de față, în actualul context de piață din România, mix-ul energetic se face la furnizori, și nu la producător. Astfel că apare întrebarea: atunci când compania noastră se va reconverti într-o companie fără cărbune (să vedem cum ne vom reconverti!), cine va avea costul marginal, în aceeași structură de piață?”. O întrebare-avertisment care obligă la reflecție, pentru că răspunsul teoretic este simplu: diversificarea surselor de venituri la nivelul producătorilor de energie electrică, într-o structură echilibrată.
Răspunsul practic, prin investiții și/sau achiziții este mai complicat.
_____________________________________________
Interviul a apărut inițial în numărul din iunie 2019 al energynomics.ro Magazine.
