De ce energia electrică e scumpă?
În luna mai niște cetățeni, fani ai regenerabilelor, se bucurau bolând că avem prețuri negative la energia electrică, sperând că așa vor rămâne. Luna iulie a adus pe aceeși piață (pentru ziua următoare – PZU) prețuri de peste 4.500 de lei.
În articolul de azi încerc să fac unele clarificări. Astfel am extras prețurile din OPCOM și situația sistemului energetic național (SEN) din site-ul Treanselectrica pentru a vedea exact ce s-a petrecut în zilele cu prețuri negative și cu prețuri maxime.
Cel mai mic preț – cea mai mică producție – cel mai mic consum
Cunoastem că avem un consum minim în zilele de weekend și de consum maxim doar în zilele de marți, miercuri și joi. Astfel prețuri minime au fost înregistrate în zilele de sfârșit de săptămână din luna mai. Consumul minim, de 3.069 MWh, a fost în ziua de 5.05.2024 la ora 14, dar prețurile nu au scăzut decât până la aproximativ -4 lei / MWh.
Explicațiile sunt: în weekend și de sărbătorile legale economia nu lucrează, iar între 1 – 5 mai a fost o minivacanță, temperaturile au fost în jur de 25 de grade, deci nu au existat cerințe de încălzire sau răcire a mediului, după declanșarea crizei energetice în 2021, economia a început să se contracte, multe companii mici au fost închise iar companiile mari și-au redus producția.
Întâi trebuie să vedem cum arată producția și consumul de energie electrică :
Fig 1 – Producția și consumul în ziua de joi 1.05.2024 între orele de preț minim (sursa: Transelectrica)
Cea mai mică producție a fost tot în “mica vacanță de 1 mai”, pe 5 mai la ora 14.00, în care de asemenea au fost prețuri negative. Dar rămânem la ziua cu cel mai mic preț înregistrat, 1 mai. Din datele Transelectrica, prima observație este că și la cel mai mic consum, avem o producție mica și înregistram importuri. Producția pe cărbune, care este cea mai scumpă a fost destul de mică. La fel producția pe gaze. Nuclearul a mers cu un reactor. Regenerabilele au excelat, eolianul producând spre 900 MWh și fotovoltaicul ajungând la aproape 1.000 MWh.
Cel mai mic preț inregistrat pe piața pentru ziua urmatoare (PZU) din toata istoria OPCOM a fost înregistrat de 1 mai 2024. Cum este posibil ca să existe prețuri negative în piață?
Să explicăm: OPCOM are mai multe piețe, piețele de contracte bilaterale ce se adresează marilor producători și consumatori (industriali sau furnizorilor cu mulți consumatori casnici) și mai există piețele spot, cea pentru ziua următoare și intrazilnică (intraday).
Pe piețele contractelor bilaterale vând de obicei producătorii care au producție în bandă (continuă): nuclearul, gazul și cărbunele și cantități mici hidro. Pe piețele spot vând toți producătorii și acestea reprezintă un procent prea mare față de alte țări, peste 40%.
Regula pe PZU este prețul mic primează la vânzare (ca pe orice bursă), adică ordinea de vânzare este: fotovoltaic, eolian, hidro, nuclear, gaz și cărbune. Cu alte cuvinte dacă producătorii în bandă (securitari) nu își vând marfa din timp (pe piețele de gross) vor depinde de vânzarea în ultimul moment. Nuclearul nu poate vinde în ultimul moment deoarece oprirea și pornirea durează până la câteva zile. Rămân gazul și cărbunele. Și la aceste capacități oprirea și pornirea durează câteva ore, problema este că la orice oprire și pornire există consumuri mari energetice (care se traduc în pierderi) deoarece acest tip de capacități nu au fost gândite pentru opriri – porniri dese. Regula prețului mic la vânzare a făcut ca gazul și cărbunele să se oprească când bate vântul și strălucește soarele deoarece aceste capacități regenerabile produc cu prețuri mult mai mici. Asta înseamnă că de fapt capacitățile în bandă devin și ele capacități intermitente, trebuind să suplinească lipsa regenerabilelor. Tehnologiile vechi, existente la capacitățile în bandă securitare nu permit oprirea – pornirea repetată în timp destul de scurt fără a avea mari consumuri energetice. De obicei dispeceratul energetic național (DEN) comandă oprirea și pornirea acestora cu pauze de câteva ore. Acest lucru înseamnă că temperatura și presiunea aburului din cazane trebuiesc menținute pentru ca turbinele să poată fie pornite la apusul soarelui sau la scăderea intensității vântului. Dacă oprirea este pentru căteva zile, atunci înseamnă o răcire a cazanelor generatoare de abur și o pornire de căteva ore (cam 12), ceea ce reprezintă o răcire și o încălzire de la zero la peste 1.000 de garde și la o presiune de peste 100 de atmosfere.
Revenim la regenerabile: acestea beneficiază de o subvenție pentru fiecare MWh produs. Pe factura oricărui consumator vedem că se aplică o medie de 71, 91 lei / MWh (certificate verzi). Acest lucru înseamnă că orice producător de energie regenerabilă ce injectează în sistemul energetic național un MWh primește din buzunatul nostru 71,91 lei), rezultând că producătorul de energie regenerabilă poate vinde cu pret negativ de pana la -71.90 lei / MWh pentru a nu ieși în pierdere. Cu alte cuvinte cel mai mic preț ar trebui să fie acest -71,91 lei / MWh. Atunci de ce prețurile au scăzut și sub acest nivel?
Explicația este următoarea: Transelectrica mai gestionează o piață a dezechilibrelor, care este de fapt o piață a amenzilor. Aceste dezechilibre există deoarece România nu dispune de instalații de stocare a energiei electrice. Astfel avem dezechilibre negative unde se amendează producătorii care produc mai puțin decât au declarat și consumatorii care consumă mai mult decat au declarat. În această situație avem un deficit de energie electrică. Amenzile pentru surplusul de energie se dau când un producător produce mai mult sau un consumator consumă mai putin decat au declarat.
Tot din cauza regenerabilelor avem prețurile negative mai mici de -71.91 lei / MWh. Orice producător de energie regenerabilă poate produce dezechilibre deoarece vântul poate înceta oricând și apariția unui nor scade randamentul unui parc fotovoltaic. Pe piața de echilibrare a Transelectrica prețurile au variat de la o oră la alta, între -5.000 lei și 17.000 lei. Pentru ca un producător de regenerabile să nu producă dezechilibre care ar putea să îl coste până la 17.000 lei / MWh, preferă ca să vândă energie la prețuri care au ajuns la -529,79 lei pe PZU.
Să exlicăm piețele și prețurile din OPCOM:
Să începem cu piața contractelor bilaterale cu negociere continua care este cea mai reprezentativă pentru tranzacțiile en gross. Pentru 1 mai 2024 am avut prețuri sub 400 lei / MWh. (datele aici)
Fig. 2 – Prețurile PZU în ziua de miercuri 1.05.2024 orele de preț minim (sursa: OPCOM)
Pe piața intraday prețul minim a fost de -636,87 lei în aceeași zi de 1 mai 2024 la ora 14.00. (rezultatele se găsesc aici)
Întotdeauana au fost diferențe de preț între piețele de gross și piețele cu tranzacționare (spot) pentru ziua următoare și în aceeași zi. Este normal deoarece se pot întâmpla diverse astfel încât să se dea planurile producătorilor sau consumatorilor peste cap. Dacă au previzionat un consum mai mare sau mai mic și nu îl vor realiza, atunci trebuie să vândă surplusul sau să cumpere deficitul, adică să echilibreze.
Dezechilibrele din 1 mai 2024, ziua cu cel mai mic consum nu au fost mari, sub 0.03% din totalul consumului. (tabelul poate fi consultat aici.) Prețurile de dezechilibru au fost însă mari: 6.902,37 lei (între 3 și 4 dimineața) pentru producția deficitară și -5.000 lei pentru productia în exces (între 14 și 15 și între 18 și 20).
Deci în data de 1 mai 2024 am avut o producție medie aproximativă de 4.500 MWh / h cu un minim de 4.301 MW, în situația în care consumul a fost minim 4.500 MWh și media aproximativ 4.700 MWh, ceea ce a insemnat că am avut un deficit destul de mic și am importat în medie 220 MWh cam în fiecare oră.
Prețul unui MWh a fost pe piața contractelor bilaterale cu furnizare continuă aproximativ 400 lei, pe piața pentru ziua următoare am avut un preț negativ de -529 lei, pe piața intrazilnica un pret negativ de -636 lei și pe piața de echilibrare un maxim de 6.900 lei pentru deficit de productie și -5.000 lei pentru exces de producție.
Pe aceste piețe se tranzacționează aceeași marfă dar în condiții și după reguli diferite. Logic este ca prețurile să se egalizeze.
Preț mare – consum mare
Să ne uităm și în ziua cu cel mai mare pret pe PZU, 18 iulie 2024.
Fig 3 – Producția și consumul în ziua de joi 18.07.2024 în orele de pret maxim (sursa: Transelectrica)
Cel mai mare consum a fost de 8.385 MWh între 20.00 și 21.00. Ziua a fost una dintre cele mai călduroase când instalațiile de condiționare a aerului au funcționat din plin. În această perioadă orară consumul casnic crește oricum, dar necesitatea de a face răcoare în apartamente a dus la acest consum maxim. Consumul a fost de trei ori mai mare decât consumul minim de care scriam mai sus înregistrat in 5.05.2024.
Producția a fost de asemenea mare, situându-se la o medie de 7.500 MWh. Componentele producției din această perioadă orară sunt: aproape 1.300 MWh proveniți din cărbune, 1.300 MWh proveniți din gaze, cele doua reactoare de la Cernavodă injectând și ele aproape 1.300 MWh, eolianul nu a prea funcționat, generând între 200 și 775 MWh și evident că la acea oră solarul nu a avut cum să funcționeze. Fiind o oră de vârf când nici importuri nu se pot face observăm că orice MW din instalațiile securitare a fost stors. Capacitatile Hidroelectrica au ținut în picioare SEN cu până la 3.300 MWh, ceea ce este un record. […]
Explicații la “de ce plătim mai mult?“
Am spus că nu există capacități de producție care să acopere cererea de consum. Decidenții s-au lăudat că anul trecut România a exportat mai mult decât a importat dar de fapt a scăzut producția industrială și nu a crescut producția de energie electrică. (un alt articol bun este aici) La sfârșitul lui 2023 am enumerat în 30 de puncte de ce energia este mai scumpă în România. Nu s-a schimbat nimic.
Anul acesta este un an atipic cu mari perturbări în producție și la prețurile din piață. Cum este posibil ca cererea de consum într-o zi de weekend din mai să fie de trei ori mai mică decât cererea de consum dintr-o zi lucrătoare din iulie? Cum e posibil ca să avem diferențe de preț de la -5.000 lei la +17.000 lei pe piața de echilibrare și diferențe de pret pe pietele spot tot de multe mii de lei? Unde este predictibilitatea industriei energetice românești?
Revenind la discrepanțele din ultimile trei luni: în primul rand observăm că avem un deficit de capacități de producție de energie securitară (nuclear, gaz și cărbune).
În al doilea rând, din cele două tabele ale producției, privind cu atenție, deducem că dacă nu există o producție din regenerabile se dau drumul producției cu capacitățile ce ofera energie sigură (gaz și cărbune), despre care am scris mai sus că devin intermitente din cauza regenerabilelor și produc mai scump.
Neexistând instalații de stocare (cei 7 MW puși în funcțiune nu reprezintă nimic) există dezechilibre care au ajuns să coste excesiv de mult.
De asemenea piețele menționate sunt prost organizate și pe piețele contractelor bilaterale și pe piețele spot se tranzacționeaza energie intermitentă și energie securitară, marfuri care de fapt sunt două produse diferite.
Am scris (și nu sunt singurul!) că introducerea CfD-urilor pe potențialele capacități de producție regenerabilă va deregla piața deoarece este inacceptabil ca un MWh produs de eolian sau solar să coste peste 90 euro (450 lei), atăt cât garanteaza statul român.
Reamintesc că am calculat prețul real al unui MWh consumat în 2023, acesta fiind în jur de 352 lei. Probabil dacă în ultimii 15 erau la butoanele energeticii românești nu am fi ajuns la disperarea din luna iulie și sperăm ca august să nu se asemene.
Puțini analiști / comentatori / jurnaliști au scris că marile probleme sunt la rețelele de distribuție. Din păcate în presă nu apar deconectările accidentale din diversele regiuni. Există zone (în special în rural) unde deconectările sunt extrem de dese deoarece rețelele de distribuție sunt vechi, unele de peste 50 de ani. O mare parte din vină este purtată de ANRE care în calitate de reglementator și cu funcția de monitorizare a lăsat la voia distribuitorilor investițiile și mentenanța care astăzi ne arată că rețelele sunt improprii în a alimenta cu energie electrică consumatorii industriali și casnici.
INTERVIURILE HotNews.ro