Exporturile de energie ajung să fie și de nouă ori mai ieftine decât importurile / De ce prețurile negative la electricitate nu duc la ieftinirea facturilor

​Pe piața Intraday și Piața Zilei Următoare, platforme gestionate de OPCOM, au fost înregistrate prețuri negative ale energiei electrice, în ultima perioadă, pe fondul creșterii producției și scăderii cererii. Aceste prețuri negative nu vor scădea facturile românilor, fiind chiar un semn al posibilității apariției pericolului creșterii prețurilor la energie electrică, se arată într-o analiză a Asociației Energia Inteligentă.

Cum ajungem să exportăm mult mai ieftin decât importăm

De exemplu, pe 1 aprilie 2024, aceste prețuri negative au fost atinse exclusiv între orele 11 – 17, când aceste surse au depășit contractele de producție și import. Ponderea acestor surse a fost între 0,3 – 1% din energia consumată în România (adică mai mult decât neglijabile), fiind exportate în mare parte din lipsa cererii de energie în România la nivelul acelor ore.

Pe 3 aprilie 2024, România a exportat energia când avea excedent, energie ieftină (prețurile au fost mici pe fondul cererii extrem de mică din regiune), ca urmare a lispei de consum și stocare din România, și a importat energie scumpă (prețurile au fost mari pe fondul cererii mare din regiune), ca urmare a consumului ridicat seara și dimineața.

Această situație este determinată de actualele niveluri de consum și modul în care a fost dezvoltat sistemul energetic în România și nu de speculații în piață. Putem observa că în data de 3 aprilie 2024 pe piața intraday energia electrică s-a vândut peste zi la export la un preț de 9 ori mai mic decât s-a importat seara, arată Asociația Energia Inteligentă.

De ce nu scad facturile la energie, chiar dacă se înregistrează prețuri negative pe piețele spot

Asociația Energia Inteligentă a realizat o simulare a situației petrecute pentru o zi de achiziție vânzare a energiei electrice, folorind ipoteza încheierii de contracte pentru un consum de 6.400 MWh cu următoarele surse:

• Nuclear + Hidro 3500 MWh
• Eolian + solar 1800 MWh
• Fosil 1100 MWh

Considerând prețurile medii pentru cele 3 categorii (date extrapolate din comparatorul de prețuri ANRE) ar trebui să avem un preț mediu de vânzare la consumator pentru această zi de 0,73 lei/MWh, arată Asociația Energia Inteligentă.

Însă în ziua de consum avem un consum mai mic de cât cel așteptat, de doar 5800 MWh, cu un consum mediu pe timpul zilei de 5200 MWh și un consum mediu de seară de 6400 MWh, asta determină reducerea surselor de producere a energiei securitare peste zi și suplimentare a lor noaptea, la fel și importurile de energie (o parte din surplusul de energie solară de peste zi merge la export).

Astfel, dacă am calcula prețul de vânzare care s-ar forma pe baza mixului de producție de peste zi am obține 0,71 lei/MWh (dar atunci nu se consumă energie electrică) și seara am avea un preț 0,79 lei/MWh (urmare a importurilor scumpe și a creșterii ponderii energiei securitare), respectiv prețul mediu ponderat cu comnsumul pentru această zi ar fi în fapt de 0,76 lei/MWh, respectiv cu 4% mai mult decât prețul mediu calculat înaintea zilei de consum.

Dacă luăm o zi fără scăderea consumului de energie electrică, dar cu excedent de resurse regenerabile, care determină oprirea capacităților securitare peste zi, prețul de vanzare care s-ar forma pe baza mixului de producție la amiază ar fi de 0,7 lei/MWh și seara am avea un preț de 0,8 lei/MWh (urmare a importurilor scumpe și a creșterii ponderii energiei securitare), respectiv prețul mediu ponderat cu consumul pentru această zi ar fi în fapt de 0,77 lei/MWh, respectiv cu 5% mai mult decât prețul mediu calculat înaintea zilei de consum.

Trebuie să avem în vedere că:

• scăderea consumului de energie în România și în special scăderea consumului industrial face ca producția de energie în timpul zilei și în weekend să fie excedentară, furnizorii români fiind forțați să exporte energia electrică la prețuri mici, dezvoltarea în ultimii 15 ani a unor capacități de producere a energiei regenerabile fără sisteme de stocare, dezvoltarea sistemelor de acumulare prin pompaj sau dezvoltarea unor sisteme de producere a hidrogenului verde, a determinat creșterea energiei electrice produsă exclusiv pe timpul zilei, care dincolo de dificultățile tehnice și de management al sistemului, duce la costuri mai ridicate și implicit la prețuri mai mari în viitor,
• reducerea numărului de ore de funcționare a capacităților de producere a energiei securitare pe bază de cărbune și gaze, determină creșterea costurilor cu energia securitară, care în lipsa stocării va avea o pondere tot mai importantă exclsuiv în perioada de vârf de consum (costurile sunt determinate de numărul de ore de fucționare, reducerea acestora înseamnă costuri mai mari și implicit prețuri mai mari),
• pornirea – oprirea repetată și neplanificată a capacităților securitare determină randamente scăzute și costuri ridicate pentru capacitățile de producere a energiei securitare pe bază de cărbune și gaze,
• oprirea capacităților de producere a energiei regenerabile, sau funcționarea acestora cu prețuri zero și negative, determină în fapt creșterea costurilor cu energia regenerabilă în timp.

În aceste condiții, sunt necesare politici privind stocarea și producerea de hidrogen verde, care să preîntâmpine disfuncționalitățile în sistemul energetic și creșterea prețurilor la consumatorul final în viitor.