Contemporan cu piața de energie (III) Modificări ale cadrului de reglementare european privind piața energiei electrice

Noi propuneri de modificare a cadrului de reglementare a pieței de energie electrică la nivelul Uniunii, revizuit până nu demult – în 2019, vin acum, după experiența relevantă a crizei sociale Covid-19 și a vârfului de criza energetică din 2021-2022 având ca principal factor declanșator agresiunea Rusiei în Ucraina, care au impus măsuri europene de salvgardare, unilaterale mai întâi, apoi concertate, pe termen limitat, experiența implementarii acestora in Statele Membre având menirea de a modifica si completa cadrul comun de reglementare.

În luna februarie 2023 Comisia Europeana a supus dezbaterii publice două propuneri de regulamente menite să modifice si să completeze actele normative in vigoare privind piața energiei electrice, rezultatele dezbaterii fiind prezentate publicului în luna martie a aceluiași an, ca parte a Planului Verde European, la pachet cu propunerile de Regulament privind industria care contribuie la obiectivul zero emisii nete și de Regulament privind materiile prime critice.

Modificările îmbracă forma a două propuneri, un Regulament de modificare a Regulamentelor (UE) 2019/943 și (UE) 2019/942, precum și a Directivelor (UE) 2018/2001 și (UE) 2019/944 în vederea îmbunătățirii organizării pieței energiei electrice a Uniunii și un Regulament de modificare a Regulamentelor (UE) nr. 1227/2011 și (UE) 2019/942 în vederea îmbunătățirii protecției Uniunii împotriva manipulării pieței în cadrul pieței angro de energie, precum și un Document de lucru al Comisiei (staff working document, engl.) și o serie de Recomandări privind stocarea energiei.

Este important să facem următoarea diferențiere în tehnica legislativă aplicată. Astfel, în cazul pieței interne de energie electrică legiuitorul propune modificări și completări ale principalelor acte normative în vigoare fără a afecta fundamental obiectivele măsurilor și arhitectura de piață sau, cu alte cuvinte, propune revizuirea unor acte normative în vigoare, în timp ce piața internă a gazelor necesită o transformare de paradigmă în vederea eliminării combustibililor fosili în perspectiva de dezvoltare a Uniunii până în 2055, ceea ce implică o reformare a întregului cadru normativ (directivă, regulament – vom prezenta ulterior o analiza și pe acest subiect).

Propunerile de acte normative privind piața de energie electrică au fost transmise Parlamentului European și Consiliului pentru dezbatere și negocieri, așteptându-se ca acestea să fie adoptate până la sfârșitul anului în curs.

Când am redactat inițial această sinteză, în iunie 2023, propunerile Comisiei erau transmise pe circuitul de adoptare către Parlament și Consiliu, astfel încât cea mai mare parte dintre acestea prezentau un nivel maxim de certitudine în perspectiva adoptării. Momentul a fost prelungit în principal datorită negocierilor intense între principalele blocuri de interese având ca exponenți opozanți Franța și Germania, în principal pe subiectul recunoașterii energiei nucleare (EN) ca fiind energie din surse regenerabile. Franța și alte state membre a căror pondere a energiei nucleare în mixul energetic național este semnificativă (în cazul Franței această pondere este de cca 80%, în timp ce noi investiții masive sunt planificate) sau opus viziunii Germaniei ca unul dintre liderii mondiali și promotori ai energiei din surse regenerabile și care sunt încă din anii 90’ adversari declarați ai riscurilor reprezentate de energia nucleară și deșeurilor rezultate din aceasta.

Ca să fim foarte aplicați, disputele legate de energia nucleară se manifestă nu neapărat în plan politico-social, în legătură cu riscurile de exploatare asociate, și cu atât mai puțin în conținutul de emisii de gaze cu efect de seră (GES), cât mai ales în plan economico-financiar. În primul rând, calificarea EN ca fiind regenerabilă impactează asupra accesului la măsurile de sprijin financiar public pentru producători, inclusiv la nivelul formării prețurilor de piață (ex. scheme de CfD). În al doilea rând trebuie luat în considerare impactul asupra piețelor de EE știut fiind că instalațiile de EN au puteri mari de generare continuă, spre deosebire de energiile din surse regenerabile intermitente produse în instalații de mici dimensiuni (și care solicită într-o bună măsură investiții suplimentare pentru capacități de asigurare a flexibilității), iar aici bătălia comercială se dă în materie de LCOE și siguranța livrării/volume. În al treilea rând, viitorul combustbililor este strâns legat de hidrogen și gazele cu emisii scăzute de carbon (GESC) obținute prin procesele care folosesc energia electrică din surse regenerabile, în jurul cărora UE pregătește un pachet de sprijin financiar impresionant (producție, rețele, înmagazinare, terminale) cel puțin până în 2035 când este estimată următoarea revizuire majoră a cadrului european de reglementare în domeniul energiei.

De dată recentă, autoritățile europene au anunțat finalizarea negocierilor la nivel de Consiliu și Parlament, astfel încât calendarul adoptării noilor măsuri legislative pare să reintre pe traiectoria estimată în prima parte a anului, respectiv până la sfârșitul anului în curs.

Așadar, fără pretenția de a acoperi întreaga suită de modificări cuprinse în cele două propuneri de regulamente, vom proceda la analiza acestora.

Observații privind Propunerea de Regulament de modificare a Regulamentului (UE) 2019/943 și (UE) 2019/942, precum și a Directivelor (UE) 2018/2001 și (UE) 2019/944 în vederea îmbunătățirii organizării pieței energiei electrice a Uniunii

Dacă în varianta 2019 obiectivele politicii energetice se substituie angajamentelor generale asumate privind decarbonizarea prin creșterea ponderii energiei din surse regenerabile, printr-o mai bună integrare a piețelor urmărind norme echitabile pentru schimburile transfrontaliere, prin garantarea accesului nediscriminatoriu la piață al tuturor furnizorilor de resurse și clienților de energie electrică, precum și prin facilitarea realizării unei piețe angro funcționale și transparente, completările aduse prin noile propuneri de modificare gravitează în jurul a două concepte fundamentale, respectiv protecția împotriva volatilității prețurilor prin investiții și angajamente pe termen lung și flexibilitatea sistemelor energetice prin oferirea de instrumente adecvate producției intermitente de combustibili nefosili, avându-se în vedere, fără a se limita la acestea, răspunsul părții de consum și stocarea. În mod firesc, completările vin ca urmare a experiențelor critice ale ultimilor ani.

Modificări ale Regulamentului (UE) 2019/943

Pentru o înțelegere mai facilă a noilor orientări privind piața internă de energie electrică am preferat să urmărim mai degrabă o logică proprie a analizei în dauna prezentării amendamentelor în succesiunea lor scriptică, prin urmare am grupat principalele modificări la forma de bază în patru categorii:

– stimulente pentru investiții,

– măsuri privind piețele pe termen scurt (PZU și ID),

– măsuri privind piețele la termen, și

– prevederi privind tarifele de rețea

Începem prin a pune în lumină prevederile unui întreg capitol nou introdus – Capitol IIIa – Stimulente specifice pentru investiții – care modifică într-o măsură semnificativă actuala arhitectură de piață prin nu mai puțin de șase articole, astfel:

Articolul 19a – Contractele de achiziție energie electrică (power purchase agreement – PPA)

PPA-urile nu reprezintă un element de noutate pentru piețele de energie, doar că în cazul noii propuneri de regulament acestea sunt tratate detaliat, în contextul general al oferirii unui cadru legal stimulativ pentru investiții. PPA se practică în majoritatea statelor membre, unele in cadrul, altele in afara sistemelor de tranzacționare centralizate (SOT), și sunt raportate către autoritațile de reglementare. În România statisticile pentru piața de PPA sunt (teoretic) oferite in rapoartele lunare ale ANRE la secțiunea piața contractelor bilaterale – PCB.

O piață activă de PPA desfașurată intr-un mediu de reglementare articulat si transparent poate contribui pe de o parte la reducerea barierelor de intrare pe piețele de tranzactionare energie, atât pentru producătorii mai mici, cât și pentru consumatori, pe de alta la susținerea eforturilor de finanțare a investițiilor prin garantare cu fluxurile viitoare de livrări.

Noile modificări ale regulamentului vin în plus cu scheme de garantare oferite de stat în numele consumatorilor și în beneficiul anumitor categorii de producători de E-SRE angrenați în aranjamente comerciale de tip PPA. În funcție de politicile naționale, statele membre vor putea califica ca fiind eligibile în cadrul schemelor de garantare anumite categorii de producători de E-SRE. Modificările sprijină ideea de lichiditate a pieței de PPA prin facilitarea accesului potențialilor participanți care se confruntă cu obstacole la intrare, în special prin dimensiunile instalațiilor. Producătorii vor decide asupra proporției din energia electrică produsă spre a fi disponibilă pentru contracte PPA, în baza strategiilor proprii de vânzări.

În legătură cu contractele bilaterale în afara SOTs avertizăm asupra posibilității perpetuării unor probleme cărora noile reglementări nu le oferă un spațiu de tratament adecvat. Marcăm aceste observații pornind de la cazul României, unde tranzacțiile bilaterale în afara piețelor centralizate sunt raportate către autoritatea de reglementare și redate de aceasta sub formă de indicatori sintetici la secțiunea PCB – piața contractelor bilaterale în cadrul raportărilor publice lunare.

Una dintre probleme ar fi aceea că tranzacționarea în afara piețelor centralizate poate fi însoțită de o transparență limitată privind tranzacțiile inducând astfel o limitare a relevanței indicatorilor oferiți altfel de un SOT sau, dintr-o altă perspectivă, pot duce la oferirea unor măsuri diferite ale dimensiunilor piețelor. Și aici intervine rolul REMIT în varianta sa revizuită. Cu valoare informativă, am constatat în ultimii ani un nivel de opacitate semnificativ la nivelul autorității române de reglementare (sau, altfel spus, un nivel scăzut de relevanță) în ce privește raportările privind piața contractelor bilaterale – PCB.

A doua problemă derivă indirect din nivelul de concentrare al pieței sub aspectul caracteristicilor de concurență, pe care Consiliul Concurenței îl califică în ultimul raport asupra pieței interne de energie electrică ca fiind moderat, ceea ce a obstrucționat într-o bună măsură libertatea de stabilire a prețurilor angro. Suntem convinși că nu greșim când afirmăm că practicile de angajare prin contracte bilaterale multianuale de vânzare-cumpărare EE în afara SOT (OPCOM) și cel mai adesea sub prețurile relevante SOT urmată de revânzarea în piețele SOT (PCCB sau PZU) a acelorași cantități la prețuri superioare au întreținut într-o bună măsură bula speculativă din 2021 – 2022 care a atras prețuri nesustenabile la consumatorii finali.

Un astfel de comportament de piață la limita principiilor de concurență prin care actori importanți din zona de operațiuni de intermediere în baza unor contracte cadru de tip PPA raportate în PCB, multe dintre ele încă în derulare la data prezentei expuneri, au preluat procente semnificative din cantitățile oferite de marii producători de energie cu capital majoritar de stat și au repus-o în sistemele de tranzacționare reglementate a compromis în bună măsură instrumentul de PPA, neavând legatură cu facilitarea finanțării pentru proiecte de investiții ale producătorilor. In consecință, atragem atenția că un cadru onest de reglementare ar trebui să prevadă aplicabilitatea facilităților de garantare a PPA-urilor doar în situațiile în care angajarea producției viitoare se va face doar pentru acele cantități rezultate dintr-un proces investițional în capacitați noi sau modernizări și numai pentru energia rezultată în termeni incrementali.

Suntem convinși că odată cu evoluția ponderii E-SRE în mixul energetic național și a îmbunătățirii accesului pe piață al producătorilor mici și mijlocii și în mod nemijlocit al marilor consumatori nivelul de concurență se va îmbunătăți considerabil. Rămâne ca autoritățile cu rol de supraveghere să implementeze măsurile normative și administrative pentru care au fost menite.

A treia problemă poate deriva din tratamentul fiscal al revânzărilor/intermedierilor de energie, având în vedere că actualul cadru legal taxează până la prohibiție operațiunile de intermediere cu energie electrică prin piețele organizate, inclusiv a operațiunilor legate de agregare. Introducerea suprataxării revânzărilor de energie o apreciem ca fiind pe deplin justificată în perioada de criză, mai puțin forma brută în care a fost promovată, în timp ce ar fi fost oportune măsuri de diferențiere în funcție de obiectivele acțiunilor și instrumente. Pe termen lung în schimb, păstrarea elementelor de suprataxare afectează însăși dimensiunea de lichiditate a pieței neputând fi viabilă în actuala formulă. Fiind el însuși un subiect de dezbatere în sine, ne limităm doar la a-l menționa.

Articolul 19b – Scheme de sprijinire directă a prețurilor pentru noi investiții în producerea de energie, prevede că:

(1) Schemele de sprijinire directă a prețurilor pentru noile investiții în producerea de energie electrică din sursele enumerate la alineatul (2) iau forma unui contract bidirecțional pentru diferență. Noile investiții în producerea de energie electrică includ investiții în noi instalații de producere a energiei electrice, investiții care vizează retehnologizarea instalațiilor de producere a energiei electrice existente, investiții care vizează extinderea instalațiilor de producere a energiei electrice existente sau prelungirea duratei de viață a acestora.

(2) Alineatul (1) se aplică noilor investiții în producerea de energie electrică din următoarele surse:

(a) energie eoliană;

(b) energie solară;

(c) energie geotermală;

(d) energie hidroelectrică fără rezervor;

(e) energie nucleară”

În aceeași propunere legislativă se modifică pe cale de consecință și Directiva (UE) 2018/2001 a Parlamentului European și a Consiliului privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile:

“Articolul 4 alineatul (3) se modifică după cum urmează:

(a) al doilea paragraf se înlocuiește cu următorul text:

„În acest scop, în ceea ce privește schemele de sprijinire directă a prețurilor, sprijinul se acordă sub forma unei prime de piață, care ar putea fi, printre altele, variabilă sau fixă. Prezenta teză nu se aplică sprijinului pentru energia electrică din surse regenerabile enumerate la articolul 19b alineatul (2) din Regulamentul (UE) 2019/943, căruia i se aplică articolul 19b alineatul (1) din regulamentul respectiv”.

Această prevedere va trebui pusă în aplicare prin actele cu putere de lege și actele administrative necesare intr-un termen de 6 luni de la data intrării în vigoare a noului Regulament care modifică Regulamentul 2019/943 și Directiva 2018/2001.

Aceste prevederi vor avea drept consecință uniformizarea schemelor de sprijin în toate statele membre prin adoptarea modelului CFD pentru investițiile noi. Pentru capacitațile de producție E-SRE aflate în operare, schemele curente vor putea fi aplicate până la finalizarea contractelor în derulare de tip FIT sau se vor putea identifica soluții administrative de migrare către noua schemă.

Despre subiectul CfD am dezvoltat pe larg într-un articol anterior pe LinkedIn, aducând în același timp o serie de observații asupra propunerii de act normativ promovat de Ministerul Energiei într-o oarecare grabă, devansând astfel adoptarea noului regulament european.

În forma nouă propusă, Regulamentul alocă nu mai puțin de patru articole – Articolele 19c, 19d, 19e și 19f  -conceptului de flexibilitate a unui sistem energetic, prin care se au în vedere răspunsul părții de consum și stocarea. Este principalul răspuns al legiuitorului european la provocările legate de dezvoltarea producției din surse intermitente asupra stabilității sistemelor energetice.

În primul rând, statele membre vor avea la dispoziție un an (până la 1 ianuarie 2025 – probabil termenul nu va fi modificat în forma finală a documentului dacă se respectă calendarul estimat de adoptare a modificărilor legislative) pentru a face o evaluare amplă și detaliată a nevoilor de flexibilitate a sistemului pentru o perioadă de cel puțin 5 ani, care va fi materializată printr-un raport transmis Comisiei. Raportul urmează să fie elaborat de către autoritatea națională de reglementare (ANRE) în principal pe baza informațiilor și evaluărilor transmise de către operatorul național de transport și sistem (OTS) și operatorii de distribuție (OD). Obiectivele naționale definite și măsurile propuse în cadrul Raportului vor fi parte integrantă din planurile naționale integrate privind energia și clima ale statelor membre. Raportul va face distincție între nevoile de flexibilitate sezoniere, zilnice și orare.

Pentru a înțelege mai bine prevederile acestor articole trebuie să menționăm că Regulamentul 943/2019 alocă un spațiu amplu mecanismelor de asigurare a capacității la nivelul sistemelor energetice naționale. Cel mai frecvent, acestea îmbracă forma unor mecanisme de remunerare pentru rezervările de capacitate la dispoziția dispecerului național care îndeplinesc o serie de condiții tehnice. Capacitățile de producție calificate pe baze concurențiale transparente ca fiind rezerve de capacitate trebuie activate doar atunci când operatorii de transport și de sistem își epuizează resursele de echilibrare între cerere și ofertă, în timp ce veniturile rezultate din păstrarea în rezervă a unor capacități productive ar trebui să acopere cel puțin valoarea pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică (practic, la un nivel superior costurilor de oportunitate), să nu fie remunerate prin intermediul piețelor angro de energie electrică sau al piețelor de echilibrare și să fie păstrate în afara pieței cel puțin pe durata perioadei contractuale. Costurile activării rezervelor de capacitate sunt distribuite în sarcina părților responsabile cu echilibrarea (PRE). Este, într-o accepțiune mai facilă pentru cititor, nivelul ultim (și cel mai costisitor) de intervenție pentru echilibrarea unui sistem energetic național. Aceasta teoretic, pentru că în practica autohtonă lucrurile capătă anumite nuanțe pe care nu le analizăm aici.

Pentru a crește nivelul de echilibru al unui sistem energetic și pentru a diminua posibilitatea de a se ajunge la activarea mecanismelor de asigurare a capacității cu costurile superioare corespunzătoare, și având în vedere în același timp creșterea ponderii E-SRE intermitente în mixul național de producție cu potențialul crescut inerent de dezechilibre, noua abordare detaliază (față de varianta 2019) cadrul pentru sprijinirea schemelor de flexibilitate. Aceste scheme pot fi aplicate fie prin extinderea actualelor mecanisme de rezervare a capacității (rezervă de putere) prin includerea unor capacități de stocare (rezervă de energie) sau a unor mecanisme de răspuns din partea marilor consumatori prin diminuarea pe termen scurt a consumului prognozat la cererea operatorului de sistem, fie pot funcționa în regim de rezervă de capacitate de flexibilitate (remunerată) ca alternativă la mecanismele de asigurare a capacității așa cum acestea din urmă sunt tratate detaliat în forma de bază a Regulamentului.

Propunerea stabilește principiile de concepere a schemelor de sprijinire a flexibilității, dintre care reținem următoarele:

– Se limitează la noi investiții în flexibilitatea în materie de combustibili nefosili și nu trebuie să implice pornirea producției bazată pe combustibili fosili situată în spatele punctului de contorizare;

– Se limitează doar la noile investiții;

– Furnizorii de flexibilitate se selectează în condiții de piață concurențială;

– Stabilește un nivel minim de participare pe piață în ceea ce privește energia activată, care ține seama de particularitățile tehnice ale stocării și care trebuie respectat sub sancțiuni financiare

– Este deschisă participării transfrontaliere (de altfel, întreaga construcție normativă a Uniunii referitor la piața internă începând cu Pachetul al treilea pentru Energie se supune principiului integrării și deschiderii piețelor pentru participarea transfrontalieră) ș.a.

Conform cu noile obiective privind stabilitatea prețurilor și flexibilitatea sistemelor energetice, cadrul legislativ revizuit vine în consecință și cu propuneri de modificare a Normelor generale pentru piața de energie (Capitolul II). Aceste modificări vizează atât piețele pe termen scurt, cât și cele la termen. Considerăm oportun a scoate în evidență următoarele modificări (numerotarea ne aparține):

Piețele pe termen scurt (PZU și ID):

1. Se modifică Articolul 7 în sensul introducerii opțiunii de a permite unui operator terț desemnat altul decat OTS si OPEED gestionarea piețelor spot PZU si ID. Formularea “… sau o entitate desemnată de aceștia” înlătură un potențial obstacol pentru acordarea licenței de operare a piețelor spot pentru un operator terț (un exemplu ar putea fi în cazul României BRM, care de altfel a și solicitat în trecutul recent ANRE acordarea licenței pentru acest tip de operațiuni).

2. Pentru a aduce tranzacționarea de energie cât mai aproape de momentul producției intermitente noile prevederi vizează uniformizarea practicilor pe piețele zilnice (ID) vizând ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale. Astfel, “până la 1 ianuarie 2028, ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale este cu cel puțin 30 de minute înainte de ora reală”. Deși ar putea trece neobservată, adaptarea mecanismelor de piață își găsește corespondența în modificarea comportamentelor de consum urmare oportunităților oferite de tehnologie prin sistemele de contorizare inteligentă și de instrumentele legate de flexibilitate.

3. În vederea îmbunătățirii nivelului de competiție și totodată al deschiderii piețelor spot pentru producătorii de mai mici dimensiuni sau direct consumatorilor, se reduce dimensiunea minimă a ofertelor de la 500 kW la 100 kW. Să observăm că exprimarea în kW în loc de kWh face trimitere la capacitățile instalate ale sistemelor de producție și stocare care au acces la piețe, în timp ce lasă la latitudinea operatorului de SOT stabilirea mărimii standard a ordinelor de tranzacționare. Și această prevedere, parcimonioasă în cuprindere, poate avea implicații majore asupra accesului și comportamentelor de piață.

4. Se introduce un instrument nou denumit „produs de reducere a vârfurilor de sarcină” (să-l numim „PRVS”) care va marca cantitatativ reducerile voluntare de consum în perioadele de consum maxim ale zilei față de o valoare apreciată ca fiind normală, calculată de catre OTS-OPEED conform unei metodologii ce urmează a fi propusă de OTS și aprobată de autoritatea de reglementare.

Este un produs gestionat de catre OTS în mod similar cu celelalte servicii de sistem, în regim de piață organizată de tranzacționare, unde OTS va fi cumpărător, iar participanții la piața angro vânzători. Urmărindu-se prin noile produse inclusiv reducerea costurilor cu echilibrarea sistemului, activarea produselor de reducere a vârfurilor de sarcină are loc după închiderea pieței pentru ziua următoare și înainte de începerea pieței de echilibrare (dintr-o altă perspectivă, este așteptat ca prețurile serviciilor de răspuns să fie sub cel al pieței de echilibrare).

PRVS-urile nu implică reducerea voluntară a producției și nici capacitatea de generare. Este adevărat că în acest moment noul produs este mai dificil de perceput de către participanții la piață în formele sale de implementare, dar metodologiile ce urmează a fi adoptate și practica de piață vor da un contur clar asupra viabilității sale. Cert este că modificările de consum pe termen scurt în formă agregată, inclusiv sub efectul impactului financiar la nivel de consumator, va fi un proces mai îndelungat de adaptare, similar probabil, dacă vreți, cu economia circulară sau cu mobilitatea pe bază de electricitate, drept pentru care în fazele inițiale aplicarea schemelor de flexibilitate a consumului va fi doar la îndemâna marilor consumatori, care pot de altfel avea acces direct la piețele angro.

Dacă deciziile de participare la piețele angro de PRVS ar aparține operatorilor de stocare sau marilor clienți non-casnici în mod unilateral, o atare decizie în cazul furnizorilor clienților de retail s-ar construi teoretic de jos în sus, pornind de la consumator, și se însumează la nivel de furnizor participant la piață, ceea ce presupune existența unei infrastructuri fizice extinse și funcționale de contorizare inteligentă, precum și a unei metodologii de implementare sofisticate care ar include scheme de motivare a consumatorilor individuali pentru reduceri voluntare de consum pe perioade orare.

5. Așadar mecanismul PRVS nu ar putea fi funcțional fără o măsurare adecvată a consumurilor individuale, iar atingerea acestui obiectiv se traduce prin recurs la progresul tehnologic pentru introducerea pe scară largă a sistemelor de contorizare inteligentă care să poată oferi participanților nemijlociți la piețele angro date valide de consum în timp real.

Nivelul tehnologic va trebui marcat prin cerințe tehnice specifice pentru dispozitivele de contorizare inteligentă, ceea ce va însemna o piață deosebit de interesantă pentru dezvoltatorii unor astfel de sisteme, având în vedere că o astfel de contorizare inteligentă individuală în masă va presupune eforturi investiționale semnificative pe termen lung, cel mai probabil susținute prin scheme suport de finanțare, directă, la nivelul consumatorilor, sau prin operatorii de distribuție.

Credem că progresul tehnologic rapid însoțit de asimilarea tehnologiilor bazate pe inteligența artificială va modela comportamentul consumatorilor într-o măsură și într-un ritm care vor impune necesitatea devansării adoptării de noi modificări legislative la nivelul Uniunii față de orizontul așteptat de valabilitate al actualului cadru care va fi revizuit, respectiv 2035. Facem o paranteză și vă solicităm imaginația: gândiți-vă doar la maniera în care a evoluat transmisiunea de programe televizate în decurs de 15-20 de ani, atât în ce privește adaptarea ofertei, cât mai ales în privința gestionării consumului prin prisma capabilităților tehologice disponibile.

Reglementări privind piețele la termen.

1. În practica curentă drepturile de transport pe termen lung în afara zonei de ofertare se alocă de către OTS pe baza unor criterii și se licitează de către partcipanții la piață pe o platformă dedicată administrată de OTS, care ține cont de limitările oferite de capacitățile de interconexiune.

Articolul 9 din Reg. 943/2019 se înlocuiește integral pentru a da o dimensiune regională piețelor de energie prin instituirea unor hub-uri regionale virtuale și a unor norme de alocare a drepturilor de transport între zonele de ofertare. Hub-urile regionale vor administra platforme de alocare a drepturilor de transport pe baza unei metodologii unice și a unor instrumente financiare adecvate uniforme, inclusiv instrumente de acoperire a riscurilor.

Stabilirea hub-urilor regionale și a zonelor de ofertare naționale care vor compune aceste hub-uri va fi în sarcina ENTSO-E, care va avea ca termen de elaborarea a propunerii și transmiterii acesteia către ACER 1 decembrie 2024, după care ACER va adopta o decizie finală în termen de șase luni (conform acestui calendar, 1 iunie 2025). Menționarea expresă a posibilității ca ACER prin decizia finală să modifice propunerea ENTSO-E privind stabilirea huburilor regionale subliniază importanța negocierilor și deciziilor politice ulterioare propunerii tehnice a ENTSO-E.

Criteriile după care se vor include zonele de ofertare naționale în componența hub-urilor regionale vor trebui să aibă în vedere caracteristici, în primul rând apropierea geografică, care să ducă la maximizarea corelărilor între prețurile de referință ale hub-urilor și prețurile zonelor de ofertare componente. Platforma unică de alocare regională va planifica centralizat alocările de capacitate interzonală pe baza planificărilor la nivel național și va proceda la reevaluarea periodică a acestora.

Este intuitiv faptul că se va da o luptă acerbă în plan politic la nivel european pentru desemnarea localizarii hub-urilor regionale. Ne exprimăm convingerea că România dispune de premize indiscutabile pentru a se înscrie în cursa pentru desemnarea ca hub regional al pieței de energie electrică (aviz actualului ministru al energiei!).

2. Tranzacțiile la termen se vor efectua între participanții la piață din zonele de ofertare si hub-ul desemnat drept contraparte. Piețele regionale administrate prin hub-uri vor fi interconectate astfel încât operatorul platformei zonale unice dintr-o zonă de ofertare să poată emite drepturi financiare de transport pe termen lung către un hub virtual sau către alte zone de ofertare care fac parte din aceeași regiune de calcul al capacităților.

3. Noile prevederi acordă atenție instrumentelor financiare de acoperire a riscurilor de preț pe termen lung (hedging) ceea ce în esență presupune utilizarea de instrumente derivate și dezvoltarea acestor piețe, cu alte cuvinte se urmărește un grad sporit de securitizare a piețelor la termen de energie.

Se are în vedere uniformizarea și recunoașterea instrumentelor de tranzacționare, inclusiv a garanțiilor financiare care însoțesc angajamentele de vânzare-cumpărare.

Se are în vedere posibilitatea apelării la mecanisme de formare a pieței (market making, engl.) în situații de volatilitate excesivă a prețurilor, la propunerea AR și gestionate în baza unor proceduri ce urmează a fi stabilite de către OTS/OPEE. Este, în opinia noastră, un instrument util pentru perioade limitate, în anumite conjuncturi, care poate conferi stabilitate de preț, dar depinde la ce nivel de echilibru se raportează si care este în acest fel nivelul de expunere a consumatorului final. Prevederea o vedem mai degrabă aplicată la nivel național prin intervenție statală, poate chiar înlocuind actualul sistem rigid al MACEE.

Este notabil faptul că legiuitorul solicită implicarea ESMA (European Securities Market Authority, engl.) – pentru instrumentele de tranzactionare la termen a energiei care a fost până acum „ocolită” de atribuțiunile de supraveghere specifice piețelor financiare. În mod cert, o astfel de implicare a organismelor centrale ale Uniunii se va putea reflecta și în atribuțiuni ale autorităților naționale de supraveghere financiară. Cu toate acestea, nu rezultă în mod clar rolul și forma de implicare a autorităților financiare și nici recunoașterea instrumentelor derivate având ca suport activele energetice în aria de competență a acestor autorități, ceea ce ar presupune o modificare a cadrului legal pentru instrumentele financiare, atât european, cât și național (Legea 126/2018 privind piețele de instrumente financiare transpune Directiva UE 65/2014 MIFID II). Ori, Articolul 9 revizuit menționează doar „după consultarea ESMA” și „după consultarea autorităților competente relevante din domeniul piețelor financiare”. De altfel, draftul de Propunere introduce un articol nou – 69a în care se menționează expres și într-o anumită măsură repetitiv că noile prevederi și Regulamentul în ansamblul său „nu derogă” de la legislația europeană in vigoare privind piețele si instrumentele financiare. Este o situație pe care noi am califica-o ca fiind oarecum neobișnuită, prin care se solicită suportul autoritaților de reglementare din sectorul financiar fără a se aduce atingere legislației incidente care conține în acest moment prevederi exprese în ce privește neimplicarea autorităților sale in autorizarea si supravegherea operațiunilor cu instrumente financiare având ca activ suport mărfurile energetice. Cu titlu de remarcă personală, nu reușim să identificăm resorturile care au stat la baza implicării autorităților financiare în piețele de energie electrică la termen, pe care o considerăm de altfel oportună, cu alte cuvinte căreia dintre autorități i-a aparținut inițiativa.

Toate rapoartele și evidențele din ultimii ani converg spre aceea că rețelele europene de transport și. mai ales, de distribuție a energiei electrice au marcat în ultimele decenii serioase rămâneri în urmă în privința respectării angajamentelor investiționale pentru modernizare și extindere, inclusiv pentru interconexiuni transfrontaliere, așa cum este de altfel și cazul României. Mai mult, este necesară o modernizare substanțială a rețelei electrice a Uniunii, pentru ca aceasta să poată suporta creșteri substanțiale ale capacității de energie din surse regenerabile, variabilitatea volumelor produse, modificarea tiparelor fluxului de energie electrică de la nivel european și cererea de produse noi. Nevoia creșterii ritmului de investiții în rețele aduce cu sine o reevaluare a structurilor tarifare în sensul măririi bazei de active reglementate.

Articolul 18 privind tarifele de acces la rețele, de utilizare a rețelelor și de întărire a rețelelor în varianta revizuită aduce căteva completări importante, dintre care reținem următoarele:

1. Tarifele de transport vor putea beneficia de același tratament cu tarifele de distribuție sub aspectul recunoașterii cheltuielilor de capital și a cheltuielilor cu serviciile legate de operarea și dezvoltarea rețelelor, în timp ce vor putea beneficia în aceeași măsură de stimulente pe bază de obiective de performanță în legătură cu „sporirea gradului de eficiență în rețelele lor, inclusiv prin eficiență energetică, flexibilitate și dezvoltarea rețelelor inteligente și a sistemelor de contorizare inteligentă”. Apreciem că adăugarea la textul inițial a tarifelor de transport pe lângă tarifele de distribuție vizează în primul rând achiziția de către OTS a serviciilor de flexibilitate și investiții în infrastructurile de racordare la noile capacități de flexibilitate;

2. Investiții anticipative. Se propune o modificare care ar putea scăpa la o primă lectură pe text, dar de mare importanță: se introduc în tariful de rețea cheltuielile cu provizioane pentru dezvoltarea rețelelor, numite „investitii anticipative”, ceea ce în înțelegerea noastră ar presupune constituirea prin tarif de resurse financiare pentru nevoile investiționale viitoare, investiții care au un caracter incert în ce privește modul de concepție și implementare. Efectele vor fi creșterea de tarife de transport și distribuție, precum și posibile reduceri ale bazei de impozitare in funcție de răspunsul autorităților fiscale. Este parte, dacă vreți, din costul social al tranziției energetice care trebuie asumat. Dar:

Dacă evaluăm mai departe numai mediul românesc de afaceri, modul în care sunt tratate achizițiile corporatiste și modul în care au fost îndeplinite obligațiile operatorilor de distribuție concesionari privind modernizarea și extinderea rețelelor, angajamentele de mediu, sociale etc. asumate prin contractele de concesiune, realizăm că prevederea din propunerea de Regulament devine cel puțin perfectibilă sau în orice caz AR are obligația de a elabora o metodologie de monitorizare a respectării angajamentelor investiționale de o manieră adecvată. Să nu scăpăm din vedere și aspectul etic al problemei în ce privește finanțarea investițiilor din surse cu cost “0” constituite anticipat prin contribuția consumatorilor de energie electrică, dincolo de obiectivele generoase enunțate de către legiuitor.

3. Datorită particularităților tehnice și riscurilor asociate operării investițiilor specifice, noile reglementări introduc o completare importantă pentru siguranța investițiilor în centrale de producție off-shore prin acordarea de prioritate preluării producției acestora de către OTS și acordării de compensări adecvate în cazul în care nu este pusă la dispoziție capacitate de interconexiune suficientă sau pe elementele critice ale rețelelor.

Dată fiind anvergura implicațiilor, în articolul următor ne propunem să aruncăm o privire asupra propunerilor de modificare ale Directivei 944/2019 și Regulamentului 1227/2011.