Cum a ajuns energia electrică să fie vândută la preț negativ pe piața românească

Cu nici șase luni în urmă, când România traversa cea mai grea perioadă de criză energetică, cu prețuri maxime record, ni­meni nu își imagina că vom ajunge la o premieră de sens contrar acum: energia electrică a ajuns să se vândă la preț negativ pe piața românească.

Mai devreme decât se aștepta piața, inevitabilul s-a produs: duminică, 21 mai, energia electrică spot de pe piața de la Bucu­rești a avut preț negativ, în câteva intervale orare de la miezul zilei – o premieră istorică pentru țara noastră, care nu a mai înregistrat vreodată preț negativ.

Astfel, energia tranzacționată pe 20 mai pentru livrare în ziua următoare s-a tranzacționat la -101 lei/MWh la ora 13, la -21 lei/MWh, la ora 16.00, la -60 lei/MWh, iar la orele 12 și 17, la aproximativ -2 lei/MWh.

„Am oprit din producția parcurilor. Cum prețul a fost negativ, notificarea în piață a fost zero, pentru că toată energia noastră ar fi ajuns în dezechilibru pozitiv, iar acolo prețul pentru dezechilibrul pozitiv a ajuns la 2.000 de euro pe megawatt-oră. Dacă am fi produs atunci, am fi plătit 2.000 de euro pentru fie­care megawatt-oră produs. De aceea, decizia logică a fost de a opri centralele“, a spus, joi, 25 mai, Martin Moise, vicepreședinte al PATRES, patronatul „regenerabililor“, care grupează producătorii din eolian și fotovoltaic.

El a precizat că situația probabil se va repeta și de aceea i-a îndemnat pe investitorii în regenerabile să prevadă orice pro­iect cu stocare. „Situația se va întâmpla din ce în ce mai des, se în­tâmplă deja destul de des în Germania și nu ne va ocoli nici pe noi. Aproape în orice weekend când va fi mult vânt și soare, ris­căm să ajun­gem la prețuri negative. De aceea, recomandarea mea este ca, atunci când gân­diți orice pro­iect de parc, gândiți-l cu sto­care!“, a afirmat Martin Moise.

Realitatea i-a dat rapid dreptate. Sâm­băta și duminica următoare, pe 27 și 28 mai, din nou, pe piața spot s-a tranzacțio­nat energie electrică la prețuri negative. Duminică, prețul a fost negativ pe nu mai puțin de 7 intervale orare dintre cele 24 ale zilei, cu un minim al prețului de -114 lei/MWh, atins la ora 13.00.

Ce înseamnă prețul negativ

Strict teoretic, o tranzacție la preț negativ în­seamnă că producătorii care ofertează energia în piață sunt cei care plătesc pentru a li se „cumpăra“ marfa de către clienți, o situație inversă, poate chiar ab­surdă la prima vedere, față de cea obiș­nuită, în care un vânzător primește bani pentru marfa achiziționată de un cumpă­rător, cel din urmă fiind cel care plătește.

Desigur, prima întrebare care se pune este: de ce ar vrea cineva să plătească pentru a i se cumpăra marfa și nu se oprește practic din a o vinde? Lucrurile nu sunt însă de­loc simple.

În România, după cum ați văzut mai sus, prețurile negative au apărut în weekend, în condițiile unui consum redus de energie – industria consumă puțin, iar temperaturile exterioare încă nu generează un consum mare al aparatelor de aer condiționat. Asta, în condițiile în care oricum consumul de energie al țării a scăzut drastic, cu aproape 9%, în primul trimestru al anului.

Pe fondul unei situații hidrologice foarte bune, cu Hidroelectrica la peste 50% din toată producția națională, și al unor con­diții bune pentru eoliene și fotovoltaice, se ajunge ca producția internă de energie să fie mai mare decât consumul, cu efect pe scă­derea prețului.

Dar nu la noi trebuie căutată cauza prin­cipală a prețului negativ, ci… în Germa­nia, mai ales. Cea mai mare economie eu­ro­pe­a­nă și, implicit, cel mai mare consu­mator de energie electrică de pe continent are de ani buni o politică agresivă de instalare de noi capacități, în eolian și fotovoltaic, care va fi accelerată pe fondul închiderii ultime­lor grupuri nucleare, în această primăvară.

Așadar, în miezul zilei, rețeaua germană beneficiază brusc de zeci de mii de mega­wați-oră produși în parcurile fotovoltaice. Spre exem­plu, la miezul zilei de duminică, 28 mai, fotovoltaicele produceau la o putere gigantică, de 40.000 MW, de trei ori și jumă­tate mai mult decât toate centralele cla­sice, iar țara avea la acel moment mai multă energie decât consuma.

Cum rețelele sunt interconectate, această energie ieftină merge în toată Europa. Mare parte din ener­gie se tranzacționează pe piața spot, piața pentru ziua următoare, iar piețele spot din Europa sunt interconectate. Ca atare, sâm­bătă, 27 mai, când s-au încheiat tranzacțiile pentru ziua următoare, 28 mai, cererea și oferta a trebuit să țină cont de acest aflux de energie ieftină prognozat pentru ziua ur­mătoare.

Și, cum este prea multă în unele ore, cele în care strălucește soarele în Germania, prețurile scad, chiar sub zero. Sau chiar la -130 de euro/MWh, cum a fost în Ger­mania duminică, 28 mai.

În toate intervalele orare cu preț negativ din România din data de 28 mai, în rețeaua noastră a intrat energie din Ungaria, unde a ajuns din Germania, la o putere orară care ajungea și la 2.000 MW, echivalentul a trei reactoare nucleare de la Cernavodă. Mare parte din ea a „curs“ apoi spre Bulga­ria, dar la un maxim orar de 1.600 MW, ceea ce a arătat că au fost și cumpărători din Ro­mânia care s-au bucurat de această si­tu­ație, a prețului negativ.

Așadar, prin mecanismul cuplării piețelor spot din Uniunea Europeană, prin care energia „curge“ din pie­țele mai ieftine către cele mai scumpe, pre­țurile orare au ajuns negative la jumă­ta­tea zilei pe multe piețe europene.

De ce vinde cineva pe minus

Foarte scurt spus, fie pentru că poate fi, încă, pro­fi­tabil, fie pentru că nu are de ales. Produ­că­torul din regenerabil, dacă beneficiază de o schemă de sprijin (în cazul nostru, cer­tificatele verzi, iar în Germania feed-in tariff – un preț garantat la care i se preia energia în rețea), poate să rămână în piață și să vândă la preț negativ în unele ore, pentru că schema de sprijin încă îi asigură un profit.

Asta, ca principiu, pentru că în România lucrurile sunt „pe muchie“ – este un exces de certificate verzi în piață din cauza reglementărilor trecute, care nu au fost cumpărate și care nu sunt, așadar, va­lorificate de producători, deci câștigul este doar teoretic.

Pe de altă parte totuși, prețurile nu sunt tot timpul negative și, în unele cazuri, uzura suplimentară la care un producător își supune echipamentele pentru a reduce pro­duc­ția în acele ore și pentru a o crește apoi poate aduce mai multe pierderi decât vânzarea la preț negativ timp de câteva ore.

Apoi există și penalitatea de dezechilibru. Aceste mari fluctuații de preț orar, de la -114 lei/MWh la 506 lei/MWh în România, de exemplu, în doar câteva ore, vin și cu prețuri foarte mari în piața de echi­librare, acolo unde se plătesc dife­ren­țele între cât s-a notificat că se produce și cât s-a produs efectiv. Ca atare, dacă un pro­ducător a anunțat în ziua precedentă un anumit nivel al producției și este în final sub el sau peste el, ajunge să plătească sume uriașe – a fost cazul unui preț de peste 10.000 lei/MWh.

Stocare și creșterea consumului

Provocările prețului negativ sunt enorme, și tehnic, și comercial. Dispecerii rețelelor trebuie să asigure mereu echilibrul între producție și consum, regula de bază a sistemelor energetice, ceea ce, în primul rând, implică dificultăți teh­nice în urma acomodării unei cantități enorme de energie care va dispărea peste câteva ore.

„Creșterea producției de energie elec­trică trebuie să fie în concordanță cu creș­terea consumului. După doi ani de criză, con­­sumul s-a diminuat. Consumul trebuie stimulat, trebuie să avem investiții și pe zona de consum, astfel încât la nivelul anului 2030 să avem un consum maxim de 13.000 de megawați, altfel vom discuta despre su­pra­­producție“, a declarat Virgiliu Ivan, șe­ful Dispeceratului Energetic Națio­nal, po­tri­vit căruia consumul maxim orar al Ro­mâ­niei în iarna trecută a fost de doar 9.000 MW.

„Este nevoie de consum, pentru că el este baza. Uitați-vă ce s-a întâmplat weekendul trecut, când pentru prima dată în piața pentru ziua următoare a fost preț ne­ga­tiv, iar în piața de echilibrare s-au atins valori foarte mari, de 2.000 euro/de euro pe megawatt-oră“, a spus Ivan joi, 25 mai, la patru zile de la con­­sem­narea pri­mu­lui preț negativ din Ro­mâ­nia.

Problemele apar apoi la nivel comercial pentru producătorii din surse „clasice“. Spre exemplu, în prima zi cu preț negativ, compania, Electrocentrale București (ELCEN), pro­du­că­torul de energie electrică și termică al Ca­pitalei, a fost obligată să vândă la preț negativ, pentru că, dacă ar fi oprit producția de energie electrică, ar fi oprit și apa caldă pentru oraș.

În al doilea weekend de preț negativ, anticipând situația, compania a preferat să notifice din timp oprirea producției de energie elec­trică, după ce a pornit capacități doar pentru termie și doar după ce s-a asigurat că lipsa consumului său notificat de gaze (pe care le-ar fi ars pentru a produce electricitate) nu creează dezechilibre și în sistemul na­țio­nal de gaze, și el caracterizat acum de un consum foarte redus.

Dincolo de creșterea consumului, evident, cealaltă soluție este răspândirea la scară largă a instalațiilor de stocare, a bate­riilor, raționamentul fiind extrem de simplu: cantitatea în exces de energie produsă de fotovoltaic la miezul zilei nu mai este aruncată atunci în rețea și în piață, la preț mic, ci este stocată în baterii, de unde este eli­berată în momentele în care este nevoie de energie, spre exemplu, în vârfurile de con­­sum de seară.

România este în al doilea val al regene­ra­bilului. Potrivit datelor Transelectrica și ale asociațiilor investitorilor, în acest moment ar fi în diverse stadii de avizare pro­iecte eoliene și fotovoltaice de circa 40.000 MW, de două ori și jumătate puterea insta­lată a țării, fără a se lua în calcul micile in­stalații ale populației de pe acoperișurile caselor, al căror număr crește exponențial.

Chiar dacă se va instala și doar un sfert din ce se discută acum, devine clară nece­si­tatea echilibrării sistemului și, de aceea, cel mai probabil de anul următor, niciun pro­iect în regenerabil nu va mai fi aprobat și ulterior racordat la rețea dacă nu are in­tegrată și o baterie, după cum au avertizat și oficialii Transelectrica și cei ai Auto­ri­tății Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE).

În România, stocarea este încă la nivel infim și pentru că reglemen­tările au fost foarte dificile până acum. Doar portughezii de la EDP au instalate două baterii mici, de câte 1 MW, la două parcuri, dar, recent, am avut parte și de o veste bună: deja a intrat în testele finale o in­stalație de stocare de 7 MW în nordul Bucureștiului, care va putea asigura reglaj pentru rețeaua Transelectrica.

„Cea mai mare baterie din România“

Monsson Group anunță că ar urma să instaleze la toamnă în Dobrogea o baterie de 24 de megawați, despre care reprezentanții grupului spun că este „cea mai mare baterie de stocare din România“.

• LOC. Bateria de 24 de megawați ar urma să fie amplasată în parcul eolian Mireasa (sat din comuna Târgușor, județul Constanța), parc operat de Monsson.
• PLAN. „Până la jumătatea anului viitor vom pune în funcțiune peste 200 de mega­wați-oră de stocare“, declară Sebastian Enache, head of mergers and acquisitions la Monsson Group.
• CARACTERISTICĂ. „Încă din 2020, Monsson proiec­tează și dezvoltă toate parcurile eoliene și fotovoltaice cu soluții de stocare de mi­ni­mum 20% din capacitatea instalată a centralelor eoliene și fotovoltaice“, afirmă Sebastian Enache.

Acest articol a apărut în numărul 165 al revistei NewMoney

FOTO: Getty