“Cine s-a fript cu ciorbă, suflă şi în iaurt” este un proverb românesc care se potriveşte foarte bine cu ceea ce se întâmplă acum pe piaţa de energie din România.
După ce 2017 a adus oscilaţii foarte mari în preţul de bursă al electricităţii şi recorduri de preţ pe Piaţa de Ziua Următoare – 760 de lei/MWh, actorii participanţi au avut de înfruntat dificultăţi uriaşe, cauzate de imposibilitatea de a-şi mai onora contractele în derulare. Aceasta pentru că au făcut nişte pariuri greşite de preţ, urmărind să speculeze PZU, şi, în iarna şi vara acestui an, scumpirea brutală a energiei le-a dat toate calculele peste cap. Ba chiar s-a lăsat şi cu falimente.
Traderi cu vechime în piaţă, precum Transenergo, Arelco, KDF Energy, Energy Holding au intrat în insolvenţă. Dar problemele au ajuns şi la giganţi care activează şi pe reglementat, care şi ei şi-au asigurat energia pentru clienţi în proporţie mică de pe PCCB (Piaţa Contractelor Bilaterale pe Termen Lung), preferând să caute oportunităţi pe PZU. Care oportunităţi s-au dovedit a lipsi, astfel încât chiar un furnizor precum Electrica să înregistreze dificultăţi finanicare majore, ajungând să ceară chiar ANRE plafonarea apreţurilor de piaţă, lucru pe care Autoritatea l-a refuzat.
Aparent, traderii şi-au învăţat lecţia lui 2017 în energie şi au lăsat deoparte PZU, ca piaţă principală de asigurare cu energie, reîntorcându-se către PCCB, o piaţa mai predictibilă, chiar dacă nu are oportunităţile de preţ ale PZU. Pentru că, la pachet, nu are nici riscurile ei. Aşa se face că, acum, este o cerere uriaşă pentru energia pe care o scot la vânzare, pe termen lung, producători tradiţionali precum Hidroelectrica ori termocentralele. Pachetele de vânzare sunt supralicitate, ajungând să se ofere la cumpărare cu 10% până la 20% mai mult decât cere vânzătorul, un lucru neobişnuit pentru PCCB. Un exemplu elocvent este ce s-a întâmplat vineri, 20 octombrie, când Romgaz(termocentrala Iernut) a scos la vânzare 255.000 de MWh în bandă, pe care a cerut 200 de lei/MWh. Au fost 19 oferte de răspuns, de la cei mai mari traderi şi furnizori din piaţă, în cele din urmă pachetul adjudecându-se de ENGIE şi Monsson Trading, care au mers cu o ofertă de răspuns de 240 de lei/MWh, respectiv 227 de lei/MWh, adică cu până la 20% peste cerere. În cele din urmă contractul s-a încheiat, potrivit regulilor OPCOM, la preţul intermediar de 227 lei/MWh. Livrarea energiei se face pe următoarele 13 luni, de la 1 noiembrie 2017 la 31 decembrie 2018. De precizat, preţul mediu din ultima perioadă al tranzacţiilor pe PCCB era de 180 -190 de lei/MWh. Iată că, confruntaţi cu perspectiva unui 2018 care să fie la fel de imprevizibil ca 2017, traderii preferă să plătească mai mult acum, dar la un preţ fix, pentru electricitate, decât să se confrunte cu situaţii din cele mai neplăcute la anul. “Probabil cineva a răams fără contract sau a întrerupt un contract, altceva n-am ideea”, comentează directorul Romgaz, Virgil Metea. În realitatea însă, gândindu-ne că beneficiarul a cea mai mare parte din acest pachet este ENGIE, care “joacă” şi pe piaţa liberă a clienţilro casnici, este de presupus că furnizorul a vrut să se asigure că îşi achiziţionează energie la un preţ fix, pe care să o livreze tot la un preţ fix clienţilor, indiferent de situaţia de piaţă de anul viitor.
Cuvântul de ordine: predictibilitate
În fapt, toată săptămâna trecută de pe PCCB a fost caracterizată de aceiaşi factori: producători scot pachete de energie în bandă la un preţ mai mare decât media pieţei – în jurul a 200 de lei/MWh iar furnizori şi traderi licitează cu 5 – 10 – 15% mai mult, ca să se aigure că fac rost de pe acum de energie pe termen lung la un preţ fix. Aşa este cazul în cazul unor pachete scoase la vânzare de Veolia Prahova, Hidroeelctrica sau Elcen Bucureşti. Ba chiar, în cazul producătorului din Bucureşti, preţul cerut este mult peste media pieţei – în jurul a 230 de lei /MWh, iar ofertele de răspuns s-au dus până la peste 240 de lei/MWh, ceea ce arată cât de mare este dorinţa furnizorilor de a-şi asigura de pe acum energia pentru la anul, la un preţ fix, fără riscurile de pe piaţa de oportunitate, PZU. Ca un făcut, preţurile din prezent ale PZU sunt comparabile cu cele de pe PCCB, ba chiar mai mici pe multe intervale orare, însă firmele au un apetit pentru risc mult mai mic.
Anul 2017 începuse bine. Preţul energiei electrice se afla, de trei ani, pe un trend descrescător, în principal datorită afluxului de energie „verde“, eoliană şi fotovoltaică, dar şi a ajustării tarifelor de distribuţie, transport şi al contribuţiei pentru cogenerare. Dar în ianuarie, un val de ger abătut asupra României şi Europei a adus consumuri şi cerere record de electricitate.
Apa din lacuri a îngheţat, nivelul Dunării s-a situat foarte jos, iar eolienele nu se învârt la temperaturi de -20ºC. Termocentralele au fost nevoite să îşi tureze turbinele la maximum ca să suplinească deficitul de ofertă de energie, fiind pentru prima dată după mulţi ani când toate cele opt grupuri ale Complexului Energetic Oltenia au funcţionat concomitent.
Energia termo este cea mai scumpă energie. Drept urmare, preţurile de piaţă au „explodat“, alimentate şi de neinspiratele declaraţii ale guvernanţilor, care anunţau o criză energetică „iminentă“. S-au înregistrat valori pe PZU, piaţa de oportunitate a bursei, şi de cinci ori mai mari decât în perioada similară a anilor trecuţi. Şi după ieşirea de sezonul rece, preţurile au continuat să fie mari. De ce?… în principal, din cauza unui deficit local de producţie şi a unui context regional nefavorabil. În primele şase luni ale anului, Sistemul Energetic Naţional nu a putut beneficia de aportul a 800 de MW ai centralei Petrom de la Brazi (în reparaţii), pentru o lună, de 700 de MW ai Centralei Nucleare de la Cernavodă (revizie) şi de două grupuri de la Rovinari (reparaţii). Ca un făcut, a fost şi secetă, iar Hidroelectrica a mers cu turbinele subturate.
Ce s-a întîmplat în acest an
2017 este un an atipic în energie. Piaţa de electricitate pentru consumatorii casnici se liberalizează 100%, în timp ce preţul a explodat. De asemenea, producătorii convenţionali de energie electrică înregistrează profit iar cei neconvenţionali, eolian şi fotovoltaic, se adâncesc în pierderi.
Dar scumpirea energiei din România se înscrie şi într-un context regional. Piaţa locală este conectată cu omoloagele sale din Ungaria, Slovacia şi Cehia. La rândul lor, Cehia şi Slovacia sunt conectate cu Italia şi Austria. Astfel, un şoc energetic pe oricare dintre aceste pieţe se propagă cu repeziciune şi pe celelalte. Pe pieţele conectate direct, cum este a noastră cu a ungurilor, cehilor şi slovacilor, se aplică principiul vaselor comunicante, adică energia mai ieftină migrează către piaţa mai scumpă.
Efecte. Pe unele deja le-am cunoscut. Mai mulţi traderi cu afaceri de sute de milioane de euro au intrat în insolvenţă, din pricina imposibilităţii de a-şi onora obligaţiile contractuale. În prezent, chiar şi pe piaţa contractelor la termen, energia este semnificativ mai scumpă decât în anii trecuţi, ajungând să coste circa 190 de lei/MWh, de la un preţ mediu, în această perioadă, de 145 – 150 de lei-MWh, în anii trecuţi.
În al doilea rând, românii plătesc, din mai, un curent mai scump cu 8,6% iar factura a crescut din nou din această lună. Cu scumpirea din octombrie, preţul energiei pentru casnici a crescut deja cu circa 14% în acest an, luând în calcul şi modificarea survenită în facturi la 1 aprilie. Este un procent foarte mare care anulează în totalitate ieftinirile din precedenţii trei ani.