- “Creșterea costurilor marginale ale producției de gaze naturale ridică provocări pentru modelul ordinii de merit”
- “Industriile dependente de energie se vor confrunta cu o provocare semnificativă în ceea ce privește competitivitatea pe termen lung”.
- Elisei: “Vara anului 2025 a fost mult mai calmă și mult mai bine din perspectiva nivelurilor de preț față de 2024”
Gazul natural va avea un impact semnificativ asupra evoluției prețului pe piața angro a energiei electrice, a declarat Cătălin Stancu, Associated Senior Expert Horváth, la Forumul Gazelor Naturale, organizat de Financial Intelligence.
Potrivit unui studiu realizat de Horvath, care a realizat un model de prognoză bazat pe principiul ordinii de merit, în viitor, prețul energiei va fi puternic influențat de prețul gazului, iar riscul prețurilor ridicate este corelat cu creșterea pretului emisiilor de CO. În toate scenariile din studiu, prețul pe piața DAM(Day Ahead Market) va rămâne comparabil cu nivelurile actuale. În consecință, industriile dependente de energie se vor confrunta cu o provocare semnificativă în ceea ce privește competitivitatea pe termen lung.
Cătălin Stancu a declarat: “Prețurile medii ale energiei electrice pe piața spot din Europa au fost anul trecut cu 22% mai mici decât în 2023 și cu 67% mai mici decât în 2022. Prețurile mai mici ale gazelor naturale, coroborate cu producția mai mare de energie din surse regenerabile, au fost cei doi factori principali ai acestei scăderi a prețurilor. În ciuda acestei situații de la nivel european, Europa de Sud-Est se situează printre regiunile cu cele mai mari prețuri ale energiei electrice din Europa, România având al treilea preț al energiei electrice ca nivel general. O poziționare similară pe termen lung va submina competitivitatea industriei românești, în special pentru sectoarele cu consum intensiv de energie (aluminiu, oțel, chimie și petrochimie, industria auto, industria grea)”.
Potrivit lui Cătălin Stancu, România, Bulgaria și Serbia nu au înregistrat o reducere semnificativă a prețurilor angro la energie în comparație cu media UE în 2024: “Majoritatea țărilor europene au înregistrat o creștere a volatilității prețurilor în 2024 față de 2023. Printre țările cu cea mai mare scădere a prețurilor se numără Spania, Portugalia, Franța, Belgia și Elveția. Regiunea Balcanică a menținut prețuri de bază relativ constante si ridicate, în timp ce restul țărilor au reușit să le reducă. Evoluția istorică confirmă riscul unui preț en gros ridicat in Romania”.
Un caz absolut spectaculos este Spania, care tradițional era în lista celor trei peninsule cu cel mai mare preț (Spania, Italia și Grecia/ Balcani), dar care, în trei ani, a ajuns la un preț mediu de 63 de euro, sub prețul mediu al Europei, a menționat Cătălin Stancu: “Sunt două elemente care au ajutat Spania, în special migrarea masivă către industria regenerabilă și îmbunătățirea interconexiunilor cu cel mai mare producător de energie nucleară, și anume Franța.”
Domnia sa a explicat modelul folosit pentru prognoză: “Am realizat un model de forecast care face o evaluare la nivel de piață europeană (DAM), este un model de dispecerizare economică pe logica principiului de bază al funcționării pieței, și anume ordine de merit, ia în calcul toate elementele esențiale pentru determinarea prețului de echilibru, adică egalitate cerere-ofertă, inclusiv nevoile de rezervă, constrângeri de capacitate la granițe, capacitățile prognozate în următorii 15 ani pe interconexiuni, la elemente de cost include și costuri de pornire/oprire a capacităților de echilibrare, dar și datele de intrare esențiale pentru ce înseamnă costul energiei electrice, adică preț gaz natural, cărbune, CO2, inclusiv nevoia de a tăia din capacitățile care la un moment dat s-ar putea să nu mai fie necesare (curtailment). Utilizam si o estimare de cerere, considerând pe mai multe scenarii publice. Este un model care practic calculează 168 de ore caracteristice, adică se repetă pentru o săptămână caracteristică în fiecare lună a anului, deci în mod rezonabil ar trebui să fie într-o marjă de eroare decentă. Elementele esențiale de calcul, respectiv capacitățile instalate, așa cum anticipam deja, sunt cele din LTS, cu observația că, la 2030, Strategia Energetică și LTS sunt undeva în aceeași zonă 30 de GW”.
- Creșterea costurilor marginale ale producției de gaze naturale ridică provocări pentru modelul ordinii de merit, spune Cătălin Stancu
Creșterea costurilor marginale ale producției de gaze naturale ridică provocări pentru modelul ordinii de merit, spune Cătălin Stancu.
Acesta a menţionat raportul Draghi, în care se spune că atâta timp cât o să ai măcar un megawatt care închide ordinea de merit pe un interval orar care va fi dependent de prețul CO2 (vorbim de gaz natural ), el va da prețul la care se închide ordinea de merit pentru intervalul respectiv: Din datele prezentate în Raportul Draghi, în 2022, la nivel EU deși producția pe gaz natural( CCGT în principiu) a reprezentat doar 20% din consum, GN a închis ordinea de merit în 63% din intervale”.
Adică, gazul natural (GN) a furnizat 20% din producția de energie a UE, dar a stabilit prețul în peste 60% din intervalele orare. Utilizarea acestuia pentru producția de bază transmite semnale de preț care vor conduce la prețuri relativ ridicate ale energiei în comparație cu alte tehnologii, în special energiile regenerabile (RES) si hidro care au costuri marginale mult mai mici. Pentru scenarii privind taxa pe emisii cu pret mult mai ridicat după 2035 și riscul asociat de transfer al prețurilor către energie, trebuie analizate modelele de reglementare noi pentru producția de energie pe bază de gaz natural, pentru a permite cel puțin recuperarea noilor investiții, spune Cătălin Stancu.
Potrivit datelor de la Comisia Europeană, în România se pare că am reușit cu mai puțin de 10% din energia produsă pe gaz să închidem aproximativ 70% din piață. “Atâta timp cât închizi masiv Piața Zilei Următoare pe gaz, probabil că o să ai prețuri care tind să se ducă peste valoarea de 100 euro pe megawatt oră, potrivit lui Cătălin Stancu.
Acesta a mai spus: “Concluzia este că în orice scenariu, chiar și în cele cu preț mic al gazului, valorile pretului energiei pe DAM sunt undeva într-o bandă de 110 E/Mwh+/- 5% Am mai observat că 2.200 megawați în CCGT noi in piata aduc o scadere de numai de 5% din prețul energiei.
Ar trebui să ne pregătim pentru o perioadă în care energia va rămâne mai mult sau mai puțin la prețurile de acum și cred că întrebarea de bază este: În condițiile în care Europa Centrală și de Est este la prețuri maxime ale energiei, despre ce competitivitate economică mai putem să vorbim, în special în industriile care sunt energofage? Probabil că ar trebui să ne punem întrebarea dacă nu cumva ar trebui să ne mai uităm o dată pe Strategia Energetică aprobată anul trecut”.
Potrivit lui Cătălin Stancu, pe toate scenariile mai apare o informație care probabil că o să schimbe multe lucruri în următorii cinci ani: “Este vorba de factorul de capacitate pentru centralele CCGT. Din calculele noastre, de la un Capacity Factor care în mod normal trebuie să fie undeva pe la 55-60%, ca să ai vreo șansă să îți recuperezi investiția în mod rezonabil, în 2040, CCGT-urile scad sub 40% și atunci, dacă e corect calculul și un investitor vede ce vedem și noi, se pune întrebarea chiar o să le facem?”
- Sorin Elisei: “Eu cred că era prețurilor la gaz de peste 40 de euro pe termen lung nu este una sustenabilă”
Prezent la dezbatere, Sorin ELISEI, Director general, Ministerul Energiei, a declarat: “Nu o să comentez neapărat nivelul de preț, dar din ceea ce știm noi și din ceea ce vedem în studiul de adecvanță sunt valori semnificativ mai mici. Proiecțiile sunt proiecții, depind de anumite ipoteze. Cred că ceea ce s-a întâmplat la nivelul Ministerului vizavi de susținerea producției în principal energie regenerabilă, dacă aduce mai multă capacitate pe piață, teoretic ar trebui să fim mai puțin dependenți de importuri în anumite perioade și aici vorbim mai ales de perioadele de vârf. Cred că şi inițiativele pe stocare trebuie menționate.
Vara anului 2025 a fost mult mai calmă și mult mai bine din perspectiva nivelurilor de preț față de 2024, asta este cel puțin perspectiva noastră. Acest lucru s-a întâmplat după câteva luni de zile înaintea perioadei de vară în care am stat cu ANRE și cu OTS-urile să putem să facem o coordonare cât mai bună a mentenanțelor pe linii, în așa fel încât să aducem cât mai multă energie din Austria, unde se înregistrează acele loop flow-uri și felul în care se gâtuie acolo interconexiunea rămâne de rezolvat – zicem noi – undeva la orizontul lui 2029-2030.
Eu cred că era prețurilor la gaz de peste 40 de euro pe termen lung nu este una sustenabilă, producătorii trebuie să înțeleagă că trebuie să pună mai multă presiune pe OPEX -urile pe care le au și în concurența alte cu alte surse din afara Europei sau din Europa pare să fie în continuare un business case viabil.
Referitor la prețul CO2-ului, ştim cu toții o piață ușor atipică, în fapt, n-are nici un deficit de cerere. Acest Market Stability Reserve (MSR) – o să fie interesant cum se face deploymentul inclusiv pe ETS2 – este mai degrabă un instrument de politică. Ce am încercat să facem în privința numeroaselor întâlniri la nivel de DG clima, DG Ener este să tragem un semnal de alarmă și să explicăm mai bine inclusiv ceea ce s-ar fi putut întâmpla iarna asta dacă nu aveam cinci grupuri de la CEO în stand-by și aici mă refer la situațiile din Ucraina și Moldova. Situația din Ucraina afectează indirect Moldova și în continuare ajutăm și sperăm să fim capabili să ajutăm în continuare nu numai iarna aceasta, dar și iarna viitoare”.
Referitor la construirea de CCGT, Sorin ELISEI a spus: “Eu văd Polonia şi Ungaria că fac CCGT-uri, capacități destul de mari. E o competiție. Cred că toate deciziile se iau pe baza unor calcule și cred că și în cazul proiectelor Ișalnița și Turceni există o analiză cost-beneficiu și, din ce înțeleg, au și o finanțare, sigur se leagă cu grantul din Fondul de Modernizare, acesta este un element important, dar așa a fost negocierea, să înlocuim cărbunele cu gazul și să sprijinim construcția de CCGT-uri.
Vizavi de prețuri de capacități de utilizare, Strategia Energetică are niște linii de acțiune. Teoretic, avem un Plan Național Integrat, acela poate să fie corelat cu un plan de acțiune. Transelectrica a facut un studiu de adecvanță, avem niște repere și cred că în curând o să o să fie publicat și studiul pentru că sunt etapele 2027- 2030 și 2035. Acolo ne-am străduit foarte tare să avem o cuprindere cât mai mare unor ipoteze, în așa fel încât proiecția sau la ce se uită investitorii, să ajungem într-un scenariu actualizat față de ceea ce vorbeam acum doi ani de zile. Oricum din șase în șase luni de zile se pot întâmpla lucruri la care trebuie să te adaptezi și trebuie să ne adaptăm și la contextul RePower EU, vizavi de importuri și de dependența de importurile de gaz pe origine rusească, trebuie să luăm în calcul Coridorul Vertical și ultimele acțiuni legate de LNG. Dar prin faptul că sunt atâtea CCGT-uri în construcție în Europa astăzi încât stai la coadă la cazane și la turbine un an jumătate -doi ani, asta arată că sunt investiții care trebuie luate în considerare”.
Cătălin Stancu a replicat: “Este clar că pe termen scurt avem nevoie de o cantitate semnificativă de CCGT-uri. Cred că mai degrabă ar trebui să ne gândim la modelul de piață în care le folosim. Problema adecvanței este clar că trebuie rezolvată. De altfel se întâmplă și niște lucruri incredibile pe piața de baterii. Anul trecut, eram la 0, vorbim oficial de o cifră de 2.200 Mwh puneri in funtiune anul viitor, si asta va schimba complet peisajul și evident că asta va schimba și ce înseamnă piață de ziua următoare. Discuția este despre care este modul optim de a folosi CCGT-urile în logică de sistem, mai degrabă decât în producție care dă semnale de preț pe piața zilei următoare”.
Sorin Elisei a mai spus că trebuie să ne uităm și la integrarea piețelor de echilibrare la nivel regional: “Dacă ne uităm acum câți megawați avem să facem ramp- up (n.r. creșterea treptată a producției de energie), nu adunăm foarte mulți. Din punctul acesta de vedere există și atâta timp cât vor fi conectate la tipurile acelea de automatic Frequency Restoration Reserve, manual Frequency Restoration Reserve și piața de echilibrare regională poate să însemne că cine face primul o astfel de centrală poate să aibă un avantaj.
Legat de CO2, ar trebui să nu uităm că România primește niște bani din CO2-ul pe care îl plătește poluatorul şi este o discuţie cum se întorc banii în economia verde, în programele de climă sau în programele de atenuare a acestor efecte de creșteri bruşte de preț. Eu simt nevoia să decidem dacă mergem în continuare pe un model descentralizat în care prosumatorii pot să ajungă, atenție!, și la 9-10.000 de megawați după 2030 în acest ritm sau încercăm să balansăm unități mari de producție care țin în continuare fluxurile interne și ceea ce se va întâmpla de la nord la sud și de la sud la nord pe autostrăzile astea pe care le vedem pe hărțile europene”.
- Cătălin Stancu: “Nu cred că putem să luăm în calcul că cineva va arunca în aer piața de energie cu un mecanism nou de închidere a pieţei”
Nu cred că putem să luăm în calcul că cineva va arunca în aer piața de energie la nivel EU cu un mecanism nou de închidere a pieţei, a spus Cătălin Stancu.
Acesta a explicat: “La finalul anului 2022, a fost o perioadă extrem de efervescentă, la nivelul Comisiei Europene toată lumea a ridicat problema modificării mecanismului de inchidere a pietei, dar s-a tranșat deja această problemă in sensul că nu se va schimba. Nu cred că putem să luăm în calcul că cineva va arunca în aer piața cu un mecanism nou, mai ales într-o perioadă în care ai prețuri in scadere în Europa. Și dacă nu am făcut-o atunci când prețurile erau de vreo trei ori mai mari, nu cred că în mod rezonabil ne putem aștepta ca cineva să schimbe mecanismul de închidere a pieței acum.
Pentru anumite situații, probabil că se pot imagina tipuri de închidere a pieței și sunt mecanisme prevăzute și în Directiva 944, doar că nu ne uităm la ele. Avem niște alternative pe masă, dar nu pare că le discutăm, alte state le discută intensiv.
Legat de cât se tranzacționează pe OPCOM, sincer cred că e foarte bine că e o piață lichidă, pentru că ar fi dramatic să avem 90% din energie închisă în contracte bilaterale al căror preț nu-l știe nimeni.
Am trecut prin perioada asta acum vreo 15 ani, nu cred că trebuie să repetăm experiența pentru că nu a fost deloc benefică pentru piață. Nu știu vreo companie, fie că e mare consumator sau furnizor, care să nu vrea să închidă un 25% pe piețe pe termen scurt(DAM), pentru că niciodată nu poți să fii sigur de trenduri. După părerea mea, va fi o ușoară scădere a volumelor în OPCOM, PPA-urile vor tăia o bucată din asta, dar nu cred că în următorii 5 ani – ca să vorbim într-un termen rezonabil – o să scădem sub un 35%, din motive foarte practice de risk management. Şi mai e un alt argument – toate regenerabilele au nevoie de cât mai multe alternative de închidere a pieței pe termen scurt pentru că altfel ar prelua în preț toate riscurile. Orice risc suplimentar de piață se reflectă în preț, nu există altă variantă. Pe scurt, probabil că OPCOM sub un 35-40% în 5 ani n-are cum să scadă, nu va scădea și din punctul meu de vedere e bine ca avem o astfel de pondere”.
| Știri BVB