Speculațiile furnizorilor

Piaţa contractelor bilaterale pe termen lung (PCCB), utilizată pentru încheierea între producători şi furnizori de contracte de livrare curent pe perioade, de obicei, de cel puţin şase luni, este aproape inactivă. Ultima tranzacţie a fost pe 2 februarie, după ce nici ianuarie nu a avut prea multe tranzacţii. Este o situaţie ciudată pentru PCCB, o piaţă care se obişnuise cu tranzacţii zilnice.

Abundenţa de energie produsă în România, în condiţiile în care consumul este unul redus pentru această perioadă, a făcut ca, de la începutul anului, preţul acestei mărfi să scadă masiv pe o altă piaţă, de oportunitate, denumită PZU (Piaţa de Ziua Următoare), în care tranzacţiile se fac pe termen extrem de scurt – o zi, fiind pretabilă mai mult speculatorilor. Culmea, exact PZU a fost piaţa ce a dat tonul speculaţiilor de preţ de anul trecut, care au urcat preţul energiei cu 300%, în prima jumătate a anului 2017, cu efect final în facturile tuturor românilor, care au crescut cu 13%. Jocurile cu miză greşită de anul trecut au făcut şi ca mulţi furnizori cu renume şi afaceri de sute de milioane de euro să intre în insolvenţă (Transenergo, Energy Holding, Arelco Power). Chiar giganţi care activează pe piaţa reglementată, ca Electrica, au avut probleme, mergând până la a cere ANRE plafonarea preţurilor de vânzare, solicitare, de altfel, refuzată.

Temperaturile de iarnă mai ridicate decât în 2017, abundenţa de apă pe râuri şi lacuri au făcut ca preţul energiei să scadă. Media de preţ a tranzacţiilor pe PZU, în ianuarie, a fost de 155 lei/MWh anul trecut, în aceeaşi perioadă, fiind de 450-500 lei/MWh. Luna aceasta, media de preţ pe PCCB a fost de 220 lei/MWh, potrivit statisticilor OPCOM (operatorul bursei de energie din România – n.r.). Furnizorii se îngrămădesc la speculaţii, dorind, evident, cea mai ieftină energie. „Au scăzut foarte mult preţurile pe PZU, acolo sunt acum firmele. Este normal să speculeze o conjunctură de piaţă. Problema este dacă sunt asiguraţi sau nu cu energie pe termen lung, la un preţ fix, în acest an. Aşa cum acum este o conjunctură cu producţie mare de energie, condiţii meteo favorabile şi preţ mic, acest lucru se poate schimba radical, pe termen foarte scurt“, arată Niculae Havrileţ, fostul preşedinte al ANRE.

A fost învăţată lecţia anului 2017?

Într-adevăr, dacă furnizorii nu şi-au antamat energia la un preţ fix, pentru acest an, de pe PCCB, atunci situaţia din 2017 s-ar putea repeta. Din spusele reprezentanţilor asociaţiei patronale AFEER, marii furnizori şi-ar fi învăţat lecţia anului 2017. „Au fost mişcări pe toată piaţa europeană, pe piaţa en-gros, dar şi la consumatorii finali. Au fost unele acţiuni petrecute sub imperiul unei concurenţe din piaţă – unii jucători au riscat mai mult şi au continuat să facă oferte la preţuri nesustenabile“, a spus recent Ion Lungu, preşedintele AFEER. Acesta a adăugat că aşteptarea jucătorilor de profil, pentru acest an, este o evoluţie predictibilă de preţ. „Sper ca începutul de iarnă, care a fost mai blând, şi piaţa, care s-a mai liniştit, să menţină predictibilitatea preţului“, a arătat reprezentantul firmelor de trading.

În realitate însă, din nou traderii se aruncă pe piaţa PZU, de speculaţie, chiar dacă într-o conjunctură diametral opusă faţă de cea de anul trecut. Acum speculează preţul mic, în ideea că energia se va mai scumpi la vară, în timp ce, anul trecut, tocmai aşteptarea unor preţuri mici pe PZU i-a făcut să ignore contractarea majoritară de pe PCCB, cu efect în distorsionarea pieţei şi creşterea facturilor deja ştiute.

Ungurii, plătiţi să aprindă becul

Nu numai piaţa locală trece printr-o perioadă de abundenţă de energie ieftină şi preţuri mici pe pieţele de oportunitate, ci şi vecinii. Dacă la noi, în perioada de noapte (energie livrată în gol), în România s-a vândut curent şi la 1 leu/MWh – preţul unei pâini, lângă noi, energia a fost vândută chiar la preţuri negative. Adică furnizorii i-au plătit pe clienţi să consume curent. În Ungaria s-au înregistrat 25,97 euro/MWh, în Slovacia – 35 euro/MWh, în Cehia – 35 euro/MWh. Acestea sunt cele mai mici preţuri înregistrate într-o oră de tranzacţionare pe pieţele spot din fiecare ţară, cu care piaţa locală este conectată, în luna ianuarie. De ce se ajunge la preţuri negative la energia electrică? În unele momente, producţia de energie electrică poate fi mai mare decât ­prognoza, ceea ce conduce la o scădere a preţurilor pe piaţă. În acest caz, poate fi mai rentabil pentru producător să evacueze energia în sistem decât să oprească producţia, chiar dacă asta înseamnă să-l plătească el pe consumator, şi nu invers. Spre exemplu, în condiţiile unui vânt susţinut, producţia de energie electrică a turbinelor eoliene este mai mare. Însă, pentru a nu opri turbinele, lucru care presupune nişte costuri, operatorul parcului eolian preferă să producă energia chiar la preţ negativ. Îl costă mai mult să oprească fizic producţia, iar energia „cumpărată“ la preţ negativ primeşte oricum certificate verzi.

România are un mix echilibrat de energie, cu surse de producţie cărbune, nuclear, gaz, vânt şi apă. În prezent, consumurile depăşesc doar rareori 9.000 MWh zilnic, în timp ce producţia trece constant de 10.000 MWh, ceea ce face din România un net exportator de energie. Anul trecut, în aceeaşi perioadă, un consum de peste 10.000 MWh a pus în alertă autorităţile, care au fost nevoite să pună în funcţiune de urgenţă grupuri termo aflate în conservare de ani de zile şi să dea o lege care să limiteze ori să interzică exporturile.