Energy Report

Cum a ajuns România importator net și cea mai scumpă piață a electricității din Europa?

România este două luni importator net de electricitate, inclusiv în raport cu Ungaria, și ocupă zilnic un loc de frunte pe podiumul celor mai scumpe piețe spot din Europa, alături de piața maghiară, cea elenă și, din când în când, cea bulgară sau sârbă.

Cotațiile medii din România pe piața pentru ziua de miercuri, de exemplu, au fost de 66,94 euro/MWh, mai mari cu 7,6 euro peste cele din Grecia, cu 8,4 euro peste cele din Bulgaria, cu 14 euro peste cele din Serbia și cu 17 euro peste cele din Ungaria.

În cazul zilei de joi situația s-a înrăutățit considerabil, prețul pentru ziua următoare din România ating recordul istoric absolut, 122 euro/MWh. Comparativ cu prețul mediu de 122 de euro/MWh din România, pe piețele vecine prețurile au fost de cel puțin două ori mai mici. În Ungaria, prețul mediu al unui MWh cu livrare în ziua de joi era tranzacționat la 53,4 euro, în Serbia, la 59,23 euro, iar în Slovacia și Cehia la 46,65 euro.

Motivul: miercuri dimineața, Unitatea 1 de la Cernavodă a fost “oprită controlat” în urma unei avarii înregistrate în noaptea precedentă, ceea ce explică majorarea considerabilă de preț de joi.

Situația de miercuri și joi este însă una atipică, în general diferența de preț dintre energia tranzacționată pe piețele pentru ziua următoare (PZU) din România și Ungaria (cu piețe interconectate) fiind mult mai redusă, de multe ori prețurile de pe cele două piețe fiind chiar identice.

În luna iulie, momentul în care România a devenit importator net și pe timpul verii (au mai existat perioade și la începutul primului trimestru al acestui an), se importau în medie (pe diferite intervale orare) 690 MW și se exportau 462 MW.

Pentru a înțelege atât nivelul prețurilor din cele două state cât și volatilitatea acestora cel mai important termen este ce de “cerere reziduală”. Potrivit modelelor aplicate pe piețele spot occidentale, cererea reziduală este cererea neacoperită de producția din surse regenerabile sau, într-un sens mai extins, de producția cu costuri reduse (inclusiv energia hidro și nucleară). Cu alte cuvinte, cererea care trebuie acoperită din energia purtătoare de certificate de emisii (hidrocarburi și cărbune) sau importată.

De ce este important? Pentru că, potrivit datelor, curba prețului pe o piață spot este identică cu aceea a cererii reziduale de pe acea piață. Cu alte cuvinte, cererea reziduală este cea care influențează prețurile spot.

În plus, în cazul a două piețe interconectate, precum sunt cele maghiare și române, poziția de importator/exportator net depinde de 2 elemente: producția de energie regenerabilă volatilă și de costurile de producție ale energiei purtătoare de certificate de emisie.

Cu alte cuvinte, când bate vântul, România are tendința de a fi exportator net în raport cu Ungaria, când nu bate vântul ca urmare a costurilor mai reduse de producție de la maghiari, România este importator net.

În Ungaria, prețul gazului pe piața spot a fost în luna iulie de 13,5 euro/MWh, în timp ce în România, prețul gazului pe piața OPCOM a fost de 22 euro/MWh (105 lei/MWh). Volumele de pe OPCOM însă sunt extrem de reduse, de câteva procente din piață, prețul real apropiindu-se mai degrabă de cel raportat de Romgaz, care în raportul anual din luna mai, susținea că a vândut gaz cu livrare în 2019 la un preț de 91 de lei/MWh. Chiar și așa, rezultă un preț de 19 euro/MWh, cu 6 euro/MWh peste cel din Ungaria.