Anul re-reglementării: Ce se va întâmpla în 2023 pe piața de energie

2023 este anul re-reglementării aproape totale a pieței de energie. Clienții se bu­cură, pentru că există certitudinea pre­țurilor plafonate în facturi. Dar există un preț al acestui preț mic.

De la 1 ianuarie 2023 și până la 31 martie 2025, piața de energie electrică din România va funcționa pe baza așa-numitului „me­canism de achiziție centralizată“, de fapt o reglementare menită să-i protejeze pe cli­enți de costurile mari ale energiei, plafo­nând prețurile finale. În esență, aproape toți marii producători de energie, exceptând regenerabilul și producția în cogenerare, vor vinde energia disponibilă la un preț plafonat de 450 de lei/MWh, mult sub orice preț de piață, iar furnizorii clienților mari o vor primi la același preț.

Despre beneficiile mecanismului au tot explicat inițiatorii, dar despre efectele ne­dorite și provocări s-a vorbit mai puțin. Vom vorbi noi mai departe.

Mai puțini bani pentru companii

Fondul Proprietatea (FP), acționar minoritar al celui mai mare și valoros producător de energie electrică din România, Hidroelectrica, a anunțat, în evaluarea activelor sale cu data de 30 noiembrie, că Hidroelectrica valorează 56,2 miliarde de lei, cu circa 4 miliarde sub evaluarea făcută cu două luni în urmă. Cauza: obligația compa­niei de a vinde o parte din energia elec­trică, în viitor, la acest preț impus, sub cel al pieței, care a apărut după intrarea în vigoare a unei ordonanțe de urgență, în noiembrie.

Fondul Proprietatea vrea să își vândă în 2023, to­tal sau parțial, participația minori­tară la Hidroelectrica (20%), printr-o listare la Bursa de Valori București. Așadar, pentru că Hidroelectrica va vinde energia ieftin (avantaj clienți), va încasa mai puțin și va valora mai puțin.

Și Nuclearelectrica va încasa mai puțin, iar strategia sa ambițioasă de investiții nu va fi afectată (spune directorul) doar pentru că statul s-a angajat, prin lege, să nu ia la buget mai mult de jumătate din profit, sub formă de dividende, și să garanteze vii­toarele credite pentru construcția noilor reactoare.

Complexul Energetic Oltenia, pe care un preț de piață al energiei rămase îl avantaja, în contextul cererii mari, și îi permitea să facă chiar profit după plata certificatului de carbon, probabil că va „întinde mâna“ din nou spre stat, pentru ca emisiile să fie plătite, iarăși, de la buget.

Și toate aceste companii sunt de stat.

Energia ieftină este insuficientă

Obli­gația producătorilor de a vinde la acest preț mic se referă doar la cantitățile de ener­gie necontractate deja pentru a fi li­vrate în anul 2023. Or, și pentru că politica din trecut a fost de a se încheia con­tracte pe termene lungi de livrare în viitor, energia disponibilă pentru acest mecanism în 2023 este puțină. Datele oficiale nu sunt pu­blice încă, surse din piață vorbesc despre maximum 10-13 TWh, dintr-un consum estimat al țării de peste 55 TWh.

Așadar, furnizorii de energie au o parte din energia pentru clienți de livrat în 2023 la 450 de lei/MWh, o parte cumpărată din trecut, o parte din ea la prețul mare al anu­lui 2022 și altă parte trebuie să o cumpere din piață. Ei trebuie totuși să nu aibă un cost de achiziție al energiei mai mare de 1.300 de lei/MWh, pentru că doar până la acest nivel compensează statul diferența dintre costul de achiziție și prețul plafonat cu care se vinde energia la clientul final, cel de 680, 800 sau 1.300 de lei/MWh, cu tot cu taxe și tarife, în funcție de consum și de tipul de client.

Adică, spre exemplu, pentru un client din București care se califică la plafonul de 680 de lei/MWh (0,68 lei/kWh), statul va trebui să plătească furnizorului diferența dintre cu cât cumpără energia (dar nu mai mult de media de 1.300 de lei/MWh) și undeva la 300 de lei/MWh, cât este prețul pla­fonat al energiei active. Așadar, un efort considerabil, adică multe miliarde de lei, care se adaugă la cele circa zece miliarde de lei estimate a fi plătite în 2022.

Și apare problema suplimentară, legată de cum vor evolua prețurile la anul, pentru restul de achiziție. Atunci când s-au stabilit regulile, prețurile spot erau undeva sub 1.000 de lei/MWh, or, în săptămâna dinain­tea redactării acestui text, prețurile au fluc­tuat între 1.300 și 1.800 de lei/MWh. Va fi me­dia de achi­ziție, din toate sursele, a fur­ni­zorilor sub 1.300 de lei/MWh, ca statul să le plătească diferența, sau va fi mai mare? În acest caz, rămân cu pierderea sau statul crește plafonul de decontare și, dacă va fi „da“ la ultima întrebare, de unde bani?

Mediu mai ostil, riscuri de exit

Enel, cea mai mare firmă de utilități din Eu­ropa, care la noi furnizează energie la trei milioane de clienți și administrează cea mai mare rețea de distribuție, a anun­țat că la anul vinde tot din România și pleacă. Oficial, italienii au spus, foarte di­plomatic, că nu din cauza reglementărilor ostile, că Guvernul României nu a făcut mai rău de­cât au făcut celelalte guverne europene, și că pleacă pentru că nu mai pot crește afacerea, așa cum își doreau, pe piața româ­nească.

Totuși, în România, Enel are datorii la bănci și la compania-mamă cifrate, potrivit calculelor noastre, la un total de 900 de mi­lioane de euro (a trebuit să vină cu bani de acasă pentru a finanța schema de plafo­nare impusă de stat, ca toți ceilalți, pentru că statul plătește mereu cu întârziere), are pierdere operațională pe distribuție, după primele nouă luni din an, de 19 milioane de euro și pe furnizare de 137 de milioane de euro. Doar regenerabilele grupului au mers pe profit. În plus, compania, ca și cei­lalți furnizori mari, a fost „gratulată“ chiar de oficialii gu­vernamentali cu apelativul de „hoți“, în scan­dalul facturilor, și a fost amendată în repetate rânduri pentru că ar fi emis facturi greșite sau nu le-a emis la timp, deși tot repetatele ordonanțe de ur­gență și legi au fost cele care ar fi adus în nu mai puțin de 14 rânduri într-un an mo­di­ficări în siste­mele de facturare.

Vor urma și alții mari? Probabil, dacă situația se va deteriora financiar, iar statul nu va plăti compensațiile la timp către fir­mele obligate de lege să vândă ieftin clien­ților, se vor gândi și alții să plece.

Problema și mai mare este la producția de energie electrică. Industriei regenerabilelor, căreia i se prevede un boom în Ro­mânia până în 2030, i-a trecut de patru ori glonțul pe la ureche în acest an – drafturile de acte normative veneau cu taxe suplimentare și obligații care îi făceau practic să oprească instalațiile și abia după dis­cuții și explicații amănunțite date deciden­ților unele nu au mai apărut în le­gis­lație. Au apărut și noi inter­pre­tări legate de res­tricții la utilizarea terenu­rilor pentru parcuri eoliene și fotovoltaice, ceea ce ține de­parte mulți investitori mari. Prosumatorilor nu li se per­mite o racordare la rețea într-un timp decent și a mai apărut și posi­bilitatea de a li se aplica taxe pe viitor, chiar pe energia pro­dusă pentru autoconsum.

Desigur, noilor investitori li se promite, inclusiv prin legi, că piața este liberă pentru ei, noile capacități sunt exceptate de la majoritatea obligațiilor, să vină la noi și să producă energie! În realitate însă, dacă un stat a re-reglementat o piață, investitorul se va gândi de cel puțin două ori înainte să pună banii acolo, dintr-o rațiune simplă: dacă a mai făcut-o, o mai poate face încă o dată, și atunci mă va afecta și pe mine!

Așadar, prețul mic din factură are și el un preț.

Acest articol a apărut în numărul 154 al revistei NewMoney

FOTO: Laszlo Raduly