In memoriam: Cata nevoie ar avea Romania de specialisti ca Jean Constantinescu ! Interesele si problemele Romaniei in piata de energie electrica  

Jean Constantinescu, lordul energeticii romanesti, nu mai este printre noi de noua ani. Din punct de vedere al opiniilor exprimate de-a lungul vremii, al reformelor pe care le-a initiat, dar mai ales al viziunii pe care o avea asupra viitorului energetic al Romaniei si Europei, domnul Jean Constantinescu va ramane inca multa vreme printre noi. Pentru ca a fost un colaborator al publicatiei noastre si nu de putine ori un adevarat profesor, va propunem o analiza publicata de catre Energy-Center sub semnatura domnului Constantinescu. Cu atat mai mult tinem sa pastram vie memoria acestui adevarat specialist, cu cat analizele sale raman inca de mare actualitate. De la sinteza si analiza sistemului, la evolutiile mondiale si pana la strategia energetica, ideile domnului Jean Constantinescu nu trebuie ignorate. (pastram textul asa cum a fost scris)

1 – Export de energie: Cum, cat, in ce fel?

Rentele nu mai sint la ele acasa intr-o piata concurentiala. Nu se poate vorbi inca de un comert liber cu energie electrica in Europa de Sud-Est (SEE). Afacerile s-au desfasurat intr-un cadru de reglementare obstructionat si au fost determinate mai degraba de interesul pentru rente, adica profituri peste pretul pietei.

Pe o piata cu adevarat liberalizata, participantii intrati in ordinea de merit vind energia la pretul marginal („price takers”) al ultimului kWh vindut. Regenerabilele si centralele electronucleare intra primele in piata, avind costuri fixe mari si pondere mica a costurilor variabile. Un studiu IEA din anul 2010 arata ca centralele nucleare din CEE aveau un cost fix mediu normalizat (fixe levelised cost) de €45 pe MWh pentru o rata de scont de 5% (€73 pentru o rata de 10%), si unul variabil (variable levelised cost) de circa €7 Eur pe MWh. Urmeaza centralele eficiente pe baza de combustibili fosili, carbuni si gaze naturale in tehnologia CCGT. Pretul de inchidere a pietei va fi satbilit de o centrala imbatrinita pe gaze naturale, pacura sau carbuni.

Rentele apar cind in piete se exista diferente artificiale intre curbele nationale ale ordinei de merit, rezultate din administrarea capacitatii de interconexiune transfrontiera, tarifelor de transport si preturilor angro. Asa se face ca 1 kWh vindut de un producator din Romania pentru €30, sau de CEZ din Cehia catre Romania pentru €40, se revinde la bursa din Grecia catre distribuitorii locali la preturi de  €80 – 90.

Export moderat de energie electrica, dar cu variabilitate accentuata. In anii buni, exportul a fost de 2,5 – 3,5 TWh, fata de productii nete de pina la 58 TWh. Va ramine probabil la acest nivel si in anul 2020, la o productia neta ce va trece de 70 TWh. Bulgaria si Croatia au anuntat ca vor sa construiasca centrale nucleare. Grecia, Macedonia si Serbia spera sa foloseasca gazele naturale rusesti, Kosovo cauta investitori pentru o termocentrala pe baza de carbune, in timp ce Albania concesioneaza hidrocentrale. Va fi greu de gasit circa €15 miliarde pentru investitii in surse si linii de transport in conditiile in care autoritati de reglementare dependente politic mentin un pret de numai €0,07 pe kWh la consumator. Companiile de energie din Albania, Macedonia si Grecia au inregistrat pierderi considerabile in ultimul deceniu.

Nici Romania nu e ocolita de dificultati. Consumul de energie electrica creste mai repede decit energia primara, centralele termoelectrice au o eficienta scazuta, iar pe ansamblu, peste 82% din echipamentul de generare a fost pus in functiune inainte de revolutie. Cerintele de mediu din ce in ce mai costisitoare vor creste pretul mediu al energiei generate de la €40 – 45 pe MWh, in prezent, la peste €70 pe MWh in anul 2020. Daca un boom al volumului de export e improbabil, atunci ne putem intreba: ce structura de livrari ar avantaja firmele din Romania ? Hidroelectrica, detinatoare a celui mai mare parc hidro regional, si producatorul eficient si „flexibil” pe gaze naturale, ar avea maximul de cistig vinzind energie de echilibrare sau la virfurile de consum.

In trecut, producatorul de energie hidroelectrica a vindut aceste servicii valoroase la preturi de energie de baza, generind rente pentru altii si creind uneori dificultati sistemului national. Cit timp deficitele de balanta vor persista in regiune, vor cauta sa vinda si producatorii termo mai putin flexibili si eficienti. Din pacate, cu sanse din ce in ce mai reduse deoarece, in general, costurile nu le sint acoperite de pretul energiei de baza sau in regimuri de pornire – oprire. Fermele eoliene si solare, printre cele mai mari din regiune, isi vor extinde vinzarile in afara granitelor, aceasta fiind si cea mai ieftina solutie de echilibrare^(*1). Pe termen lung, ne putem astepta la concretizarea interconexiunii din jurul Marii Negre (Black Sea ring) si la tranzite semnificative de energie din Rusia si Ucraina catre Turcia si Grecia, sau catre Italia, Austria si Germania. Romania ar avea mult de cistigat, reteaua nationala ar fi folosita la capacitate, securitatea alimentarii cu energie ar creste, iar pentru centralele electrice flexibile s-ar deschide o noua piata de servicii de sistem.

2- Evolutii din UE de care trebuie sa tinem seama

Piata unica a UE e anuntata pentru anul 2014. In pregatirea evenimentului, Comisia s-a axat pe urmatoarele trei actiuni:

• Implementarea legislatiei UE si intarirea reglementarii privind concurenta.Au fost lansate proceduri de infridgement impotriva tarilor care nu au transpus integral al treilea pachet al pietei energiei, intre care si Romania . In acest an trebuie implementate procedurile si standardele obligatorii pentru integritatea si transparenta in piata (REMIT) si infiintata o unitate specializata a Consiliului Concurentei pentru monitorizarea continua a pietei angro.
• Intarirea statutului consumatorului de energie. Acesta va avea dreptul sa schimbe gratuit furnizorul in cel mult 3 saptamini si sa primeasca informatii clare despre preturi, tarife si oferte. Autoritatile si furnizorii trebuie sa renunte la preturile reglementate, care dau o falsa impresie de protectie si descurajeaza investitiile, sa sprijine consumatorul vulnerabil si instalarea de contoare inteligente pentru controlul facturii in timp real.
• Asigurarea unui proiect de piata flexibil. Comisia nu recomanda instituirea pietei de capacitati de generare, paralela pietei de energie, pentru ca aceasta mentine izolarea pietelor si impiedica investitiile. Pentru cresterea resurselor de echilibrare, tarile trebuie sa acorde importanta solutiilor transfrontiera, mai ieftine.

Modelul UE de proiect de piata mai ridica inca semne de intrebare.

Un proiect de piata (market design) e tributar modelului de acces la retea. Pina in prezent, au concurat doua modele de acces, ambele bazate pe controlul unor limite fixe de circulatii de putere (NTC – net transfer capability) prin coridoare de transport transfrontiera:

• a) In modelul CAO(centralized Auction Office), un reprezentant al TSO-urilor din regiune aloca prin licitatie, in afara pietei de energie, drepturi de capacitate de transport transfrontiera. Dar CAO e opac pentru participantii la piata de energie, colecteaza taxe aditionale exact pe granitele politice si nu se stimuleaza TSO-urile sa construiasca noi interconexiuni. Un astfel de oficiu s-a infiintat pentru regiunea SEE, ca a 8-a regiune a pietei UE.
• b) In modelul de cuplare a pietei(market coupling), bursele de energie (PXs – power exchanges) aloca capacitatile de transport disponibile implicit, in cadrul tranzactiilor bursiere spot cu energie. Este solutia – pivot a politicii UE de realizare a pietei unice de energie. In general, preturile medii in zone de piata concurentiala scad prin cuplare, fapt demonstrat in regiunile CWE – Franta, Germania, Olanda si Belgia (cuplare de pret) si Scandinava (cuplare de volum). In Europa de Centru – Est (CEE), Ungaria a reusit o cuplare la pietele Cehiei si Slovaciei si, in paralel, se desfasoara proiectul de cuplarea a Poloniei si Romaniei. Dar, adevaratul examen il dau 13 TSO-uri si 4 PX-uri intr-o incercare de cuplare inter-regionala NWE – Europa de Nord-Vest, reprezentind 75% din piata EU. Planul prevede adaugarea la regiunea CWE a pietelor Nordica, Baltica si a Marii Britanii, ca si a interconexiunii Suediei cu Polonia. In ciuda presiunii constante venite din partea Comisiei si a reglementatorilor, se inregistreaza reculuri si frustrari ale participantilor, in special din cauza lipsei de transparenta.

In actualele abordari reteaua nu sprijina suficient piata de energie. Ambele modele de integrare regionala se raporteaza la o limita NTC fixa, conservativa, a puterii transferate prin coridorul transfrontiera. Se ignora astfel resursele de flexibilitate ale retelei ce pot fi mobilizate de TSO-uri in virtutea atributiilor lor operationale.

De pilda, NTC pe intreaga frontiera a Romaniei e cu 30 – 40% mai mica decit capacitatea nominala a celor 9 linii de 400 kV. Cel mai afectate sint sursele variabile. Limitele fixe le impiedica accesul la retea la nivelul capacitatii reale. Limitele fixe de putere pentru tranzactii care implica interconexiuni reduce interesul TSO pentru dezvoltarea retelei, nu respecta criteriul de proiectare si goleste de continut autorizatiile de racordare. Pentru reducerea acestor inconveniente, de doi ani se incearca in CWE un model de cuplare bazat pe estimarea circulatiilor de puteri (flow – based). Credem ca nici aceasta incercare nu va fi incununata de succes, intrucit: (i) in general, un PX nu e capabil sa determine restrictiile reale de functionare ale sistemului de energie electrica, (ii) PX nu gaseste solutii de potentare a accesului la piata de energie electrica, si (iii) raspunderea privind siguranta operationala a sistemului nu e clar impartita intre TSO si PX.

Pentru piata unica, cel mai potrivit model de acces e de tipul „intrare – iesire”. Tarifele si limitele de capacitate ar trebui practicate numai la punctele de „intrare” si iesire” ale retelei de transport. Trecerea la acest model, care ignora transferurile de putere prin forntiere, ar impulsiona atit integrarea pietei de energie si regenerabilelor, cit si dezvoltarea adecvata a retelei. Tarifele de transport „intrare – iesire” par acum o solutie de-la-sine inteleasa, dar lucrurile nu au stat asa de simplu cu 15 ani in urma. Tarifele „intrare – iesire” tin seama si de costul congestiilor in retea. Modelul propus nu face decit sa extinda principiul tarifar si la alocarea volumului serviciului. Bursele de energie ar avea toate datele pentru alocarea implicita a capacitatii la punctul de racord la retea. TSO-urile ar deveni cu adevarat interesate sa creasca capacitatea interconexiunilor pusa la dispozitia pietei. Inclusiv in operarea curenta, prin folosirea flexibilitatii deja construite in retea. Ar mai fi necesare doar unele reglementari privind coordonarea regionala a monitorizarii transportului si pietele regionale pentru energia de echilibrare, pentru ca TSO-urile sa fie ferite de riscuri inacceptabile. Autorul a pledat pentru acest model intr-o scrisoare transmisa ACER, in legatura cu proiectul de Cod UE privind alocarea capacitatii de transport si managementul congestiilor (CACM).

3. Concluzii: Ce ar trebui pus la punct si promovat de catre Romania

Eliminarea distorsilor introduse de reglementari. Preturile angro ale energiei electrice artificial mentinute la niveluri scazute produc rente in tranzactiile externe, pe seama consumatorului roman. Contractele reglementate, inflexibile, nu lasa loc schimburilor avantajoase derivind din diferentele regionale de generare si consum. Nu se justifica nici taxele de tranzit, import, export sau monopol natural. Transelectrica poate recupera orice plata i se cuvine, dar incasata de alt TSO, prin mecanismul ITC – Inter-TSO Compensation mechanism.

Un program real de eliminare treptata a strangularilor de transport, interne si transfrontiera. Liniile electrice de transport ale sistemului national au capacitatea nominala mult peste circulatiile actuale de puteri. Dar, din cauza unor strangulari locale (bottlenecks), cerintele de stabilitate ale sistemului impun reduceri de transfer in sectiuni interne ale retelei. Cu mare impact negativ asupra capacitatilor de interconexiune externa si de racord pentru generatoare electrice. Studiile au aratat ca acestea provin din absenta unor conexiuni de 400 kV pe directia Est – Vest (axa Suceava – Bistrita – Cluj – Tarnita – Oradea) si Nord – Sud (liniile Suceava – Gutinas, Gutinas – Lacu Sarat, Arad – Timisoara – Portile de Fier, etc.). Apreciem ca numai realizarea axei Est – Vest ar creste capacitatea de racord a parcurilor eoliene cu 1500 – 2000 MW. Toate aceste proiecte, ca si liniile transfrontiera de 400 KV Suceava – Balti, Sacalaz – Novi Sad si interconexiunea in cablu submarin cu Turcia, asteapta de ani buni sa fie executate. Proiectele ar putea fi incadrate in unul din cele 12 coridoare si zone de energie ale infrastructurii trans-Europeane, pentru care UE ofera sprijin in finantare si autorizare.

Promovarea in UE a modelului „intrare – iesire” de acces la retea. Existenta in tara a marilor producatori de energie electrica variabila, cu disponibilitati de export, face ca Romania sa aiba interes pentru promovarea unor reglementari de acces rapid la reteaua si piata regionala. Energia alternativa ar beneficia in mod special de acest model, economisind energie de echilibrare, deficitara si scumpa, si fiind ferita de intreruperea livrarilor. Dar, despre scoaterea din stoc a energiei electrice alternative vom prezenta mai amplu in episodul urmator.

(*1) – In unele zile (de ex. 31.03.2013), au fost intervale orare in care excedentul de energie alternativa a obligat participantii la piata sa oferteze cu pret zero. Se poate ajunge chiar la pret zero de inchidere a pietei, daca aceasta strategie e adoptata si de producatorii termo, pentru a mai din foarte costisitoarele opriri de cazane.