Câteva adevăruri incomode despre importurile de energie ale României

Importurile de energie electrică au crescut semnificativ începând cu aprilie 2024. Prețurile interne mari atrag importuri la prețuri și mai mari. Cauze. Semne de întrebare

• Un efect aparent paradoxal în ochii cititorului neavizat: România importă energie scumpă și exportă energie ieftină. Acest fenomen este specific piețelor energetice integrate, în care fluxurile transfrontaliere reflectă dezechilibrele dintre cerere și ofertă. Totuși, în cazul României, adâncimea acestui dezechilibru este accentuată de o combinație între deficitele cronice de capacitate, regimul fiscal discriminatoriu și o arhitectură de piață ineficientă, ceea ce transformă un mecanism teoretic sănătos într-o vulnerabilitate structurală.
• Regimul fiscal actual favorizează importurile scumpe în dauna producției interne. Prin OUG 27/2022 și modificările ulterioare, Guvernul – în frunte cu ministrul Burduja, la fel ca predecesorul său Popescu – a scutit complet importurile de la plata CFTE, taxând în schimb achizițiile interne. Rezultatul? Traderii importă masiv energie pe care o plasează în perioadele de vârf la prețurile cele mai mari, fără constrângeri fiscale, în timp ce producătorii locali sunt sufocați. E o politică economică inversă, care penalizează producția și răsplătește arbitrajul.
• Traderii dominanți – noii „băieți deștepți” – operează regional, speculând pasivitatea autorităților. Folosesc conexiunile cu alocare explicită (în special Serbia, Ucraina, dar și Ungaria și Bulgaria) pentru a cumpăra energie mai ieftină prin contracte bilaterale, pe care o vând apoi scump în România. Acest arbitraj – denumit „speculativ” în orice manual de economie – este permis și încurajat de lipsa unui cadru coerent și a unei supravegheri reale.
• Mecanismul de cuplare a piețelor, în forma sa actuală, e subminat de o politică de alocare defectuoasă. Transelectrica scoate la licitație pe termen lung o proporție prea mare din capacitățile transfrontaliere prin mecanisme explicite, lăsând prea puțin pentru piața spot (cuplare implicită). Asta reduce eficiența pieței, blochează fluxurile naturale și amplifică volatilitatea și oportunismul.
• ANRE – prin lipsa de transparență și acțiune – este complice în menținerea haosului din piață. Nu publică informații despre participanții la piață, volume și mai ales prețuri, nu investighează comportamentele speculative și nu reacționează la distorsiunile grave care afectează formarea prețului. E un arbitru care întoarce capul.
• Guvernul, ANRE și Transelectrica servesc – voit sau nu – interesele unor jucători puternici. În loc să protejeze securitatea energetică și stabilitatea pieței, aplică „servite” venite din zona comercială sub forma unor acte normative. Cu sau fără intenție, decidenții politici sunt astăzi instrumente docile în mâna unui grup restrâns de traderi cu vocație regională.

Statistica importurilor de energie electrică

Un subiect opac publicului și greu de desțelenit din perspectiva înțelegerii aspectelor tehnice este cel al tranzacțiilor transfrontaliere cu energie electrică.

Ponderea importurilor în volumul total al consumului intern a escaladat începând cu luna aprilie 2024, după o perioadă lungă de excedent comercial:

Se observă că adoptarea OUG 119 din septembrie 2022 și prin aceasta a unor pârghii suplimentare de control al operațiunilor speculative – chiar dacă aprobarea ei în Parlament prin Legea 357 din decembrie 2022 a adus limitări semnificative față de intenția inițială, ușor trecute de public cu vederea la vremea respectivă – a condus la o inhibare a importurilor și o creștere a exporturilor, rezultând astfel în excedente comerciale, cu excepția perioadei caniculare din iulie – august 2023 când deficitul structural de capacitate de producție internă a făcut ca balanța să încline temporar în favoarea importurilor.

În fapt, suprataxarea revânzărilor de energie a avut ca rezultat menținerea unor prețuri spot mici față de nivelurile ” astronomice ” ale anului 2022, făcând piața internă mai puțin atractivă pentru fluxurile regionale de energie care în mod normal urmăresc prin arbitraj implicit sau explicit piețele cu prețuri mari, mai corect spus spread-urile mari între piețe.

Ordonanța de Urgență nr. 32 din 28 martie 2024 de modificare a OUG 27/2022 a venit să relaxeze nivelul CFTE de la 98 la 90% din diferența între prețul de vânzare și prețul de achiziție pentru operațiunile speculative (s-ar citi mai degrabă – a crescut comisionul de intermediere de la 2 la 10%) și a menținut prețul de referință al pieței la un nivel ridicat comparativ cu trendul general descrescător al momentului (cca 80 euro/MWh, în condițiile în care piețele europene de energie se îndreptau către 65 – 70 euro/MWh).

Mai mult, a menținut, flagrant contrar tendinței piețelor angro din Europa, un aberant nivel de 700 lei/MWh (cca 140 euro) plafonul până la care prețul energiei electrice (atenție, numai prețul energiei electrice, nu prețul final la consumator!) este compensat de statul român furnizorilor. Dacă ne uităm că 700 lei este un prag inutil și inoportun, să ne gândim la ce prejudicii a creat pentru bugetul de stat menținerea pe o perioadă nepermis de lungă, chiar și față de prevederile generale ale cadrului european de reglementare, cel anterior de 1.300, respectiv 1.000 lei/MWh !

Aceste măsuri administrative, sincronizate „perfect” cu factorii naturali conjuncturali, cu deficitul de capacitate care se cronicizează pe fondul scoaterii din funcțiune a capacităților pe cărbune și a întârzierilor în privința punerii în funcțiune de noi capacități de producție și stocare, precum și cu „tarele” unei piețe de energie prea puțin eficiente, au determinat o creștere constantă a piețelor spot până la valori locale aproape nemaiîntâlnite pe alte piețe europene, ceea ce a atras în mod firesc fluxuri de energie din zonele proxime de ofertare.

Două concluzii cu valoare în teoria economică putem trage:

În primul rând, orice intervenție statală rigidă în fixarea prețurilor într-o piață internă integrată cu alte piețe este imediat urmată de o reacție a actorilor economici privați prin identificarea și exploatarea oportunităților oferite de restul părților care compun mediul economic, izolând astfel impactul măsurilor protecționiste. O comparație plastică se poate regăsi în modul în care reacționează natura pe termen mediu și lung la intervențiile antropice.

În al doilea rând, intervenția statului care se limitează doar la anumite aspecte care compun mediul de afaceri specific, precum fixarea unor borne financiare de referință, în lipsa funcționării eficiente a celorlalte componente, enumerând aici, în mod specific pentru sectorul energetic, libera și corecta competiție pentru accesul la piața angro, acuratețea și livrarea în timp util a informațiilor publice, transparența procedurilor competitive etc, limitează sever impactul așteptat de legiuitor.

__________________________

Conform datelor disponibile, importurile au crescut cu 60% în primele opt luni ale anului 2024 comparativ cu aceeași perioadă din 2023. S-a ajuns astfel la un deficit structural de 1.500 – 1.600 MWh/h consum instantaneu, cu vârfuri în jurul valorii de 2.500 MWh/h.

În valori medii, importurile provin în proporție de cca 40% din Ungaria și Bulgaria prin cuplarea implicită a piețelor spot, diferența reprezentând importuri din Serbia și, neregulat, din Ucraina.

Conform declarațiilor politice, această creștere a importurilor a fost atribuită unor factori precum:

• declinul capacităților de producție tradiționale, în special a celor pe cărbune, și întârzierile în punerea în funcțiune a noilor capacități pe gaze naturale conform planificărilor,
• condițiilor meteorologice care au afectat producția hidro și eoliană,
• revizii temporare la centrala nucleară de la Cernavodă, care a redus temporar capacitatea de producție (au existat voci care au ridicat la vremea respectivă semne de întrebare !),
• lipsa capacităților adecvate de stocare pentru energia verde, care a limitat utilizarea optimă a energiei regenerabile.

Conform Strategiei Energetice a României 2025-2035, cu perspectiva anului 2050, structura actuală a capacităților de producție a energiei electrice  arată că totalul capacităților de generare în bandă (hidro, nuclear, cărbune și gaze naturale) este de 14.800 MW, ceea ce reprezintă aproximativ 76% din capacitatea totală instalată evaluată la 19.400 MW.

Însă, realitatea arată că România a ajuns să conteze în perioadele de vârf de consum de 8.000 – 8.200 MWh/h pe maximum 5.700 – 6.000 MW, pentru restul fiind necesare importuri.

Ori, înainte de preluarea unor astfel de cifre într-un act normativ, cu potențiale consecințe asupra politicilor de sector, considerăm că s-ar fi impus cu necesitate un audit național asupra potențialului fizic de producție sau cel puțin o evaluare corectă a acestuia.

Din această perspectivă, considerăm că vehicularea cu bună știință a unor date statistice false într-un document de programare care a fost în aceste zile aprobat prin HOTĂRÂRE de GUVERN reprezintă o gravă manipulare a opiniei publice și un atentat la siguranța sistemului energetic/economic național.

_____________________________

Fără a pune la îndoială aceste realități, mergem cu analiza mai departe și încercăm să scoatem în evidență cauzele care țin de arhitectura pieței interne de energie și de acțiunile participanților la piața angro care întrețin deficitele valorice excesive în comerțul cu energie electrică.

 Mecanismul importurilor de energie electrică

O incursiune teoretică ne arată că energia electrică se tranzacționează în mod natural din zonele de ofertare cu prețuri spot mai mici către cele cu prețuri mai mari, urmând principiul optimizării economice.

Acest flux de energie este posibil prin intermediul mecanismului de cuplare a piețelor și utilizarea capacităților transfrontaliere alocate. Mecanismul de market coupling permite integrarea eficientă a piețelor de energie, alocând capacitatea transfrontalieră astfel încât să fie maximizată valoarea economică a tranzacțiilor.

Teoretic, tranzacțiile transfrontaliere ar trebui să ducă pe termen mediu la reducerea diferențelor de preț între zonele de ofertare, nivelând prețurile între minimul și maximul zonei de cuplare. Aceasta ar conduce la o alocare eficientă a resurselor, protejând consumatorii din zonele cu deficit și asigurând securitatea aprovizionării. Pe termen scurt, prețurile se aliniază la nivelul celei mai scumpe zone din cuplare, atât timp cât nu există congestii.

În practică, însă, prețurile din zonele importatoare, precum România, pot fi mai mari decât prețurile medii interne din cauza costurilor asociate importurilor (congestii, costuri de transmisie) și a mecanismelor de piață care determină amplificarea acestor efecte în anumite perioade.

Costurile adiționale ale importului de energie pot fi analizate prin prisma a două perspective distincte: costuri obiective și costuri subiective.

Costurile obiective (cele care apar inevitabil din natura tranzacțiilor transfrontaliere și constrângerile tehnice) includ taxe pentru utilizarea rețelelor de interconectare, cum ar fi tarifele stabilite pentru accesul la infrastructura de transport, costurile asociate pierderilor tehnice pe liniile electrice sau alocarea veniturilor din congestii atunci când cererea depășește capacitatea fizică a interconexiunilor. De asemenea, se adaugă costurile de echilibrare, necesare pentru ajustarea variațiilor neașteptate în fluxurile de energie, și taxele administrative legate de conformitatea cu reglementările europene, cum ar fi raportarea către ENTSO-E sau implementarea mecanismelor de cuplare a piețelor.

Pe de altă parte, costurile subiective (determinate de decizii politice, economice sau strategice ale actorilor implicați) includ politici naționale sau locale care introduc bariere suplimentare prin reglementări ce favorizează tarife diferențiate pentru energia importată sau chiar impun taxe suplimentare pentru protejarea producătorilor interni. Aceste costuri mai pot fi influențate și de speculațiile comerciale ale actorilor de pe piață, care pot majora artificial prețurile de import în anumite condiții de cerere ridicată, sau de strategii de diversificare a surselor de energie, care prioritizează achiziții mai scumpe din zone considerate mai sigure sau mai stabile din punct de vedere geopolitic.

_____________________________

Pentru a completa baza teoretică a analizei comerțului transfrontalier cu energie electrică, trebuie să înțelegem cum se realizează cuplarea piețelor.

Acestea se efectuează fie prin mecanismul de cuplare implicită a piețelor spot PZU și ID, fie pe baza unor contracte bilaterale cu livrare la termen.

Sistemul de licitație implicită este utilizat pe piețele cuplate, cum sunt PZU și ID, pentru a aloca capacitățile de interconexiune. Ordinele de cumpărare și vânzare de energie electrică din țările interconectate sunt combinate într-o platformă comună de tranzacționare. Capacitățile de interconexiune disponibile sunt utilizate automat pentru optimizarea fluxurilor de energie, fără intervenție directă din partea participanților la piață. Prețurile sunt stabilite simultan pentru toate piețele, în funcție de cerere, ofertă și capacitățile transfrontaliere, iar alocarea capacității este pro-rata, fără a se solicita oferte individuale pentru utilizarea capacității transfrontaliere.

Pe de altă parte, importurile pe bază de contracte bilaterale necesită rezervarea capacităților de interconexiune prin licitații explicite organizate de OTS. Aceste contracte stabilesc în prealabil condițiile comerciale, inclusiv volumul, prețul și perioada de livrare. Spre deosebire de mecanismele de cuplare implicită, unde capacitatea transfrontalieră este alocată automat, în cazul contractelor bilaterale participanții sunt responsabili pentru gestionarea și utilizarea capacităților rezervate.

Pe liniile cu cuplare implicită, contractele bilaterale nu pot rezerva sau utiliza direct capacitatea transfrontalieră, deoarece aceasta este gestionată exclusiv de piața spot. Totuși, contractele bilaterale pot funcționa în esență ca mecanisme financiare de acoperire a riscurilor (hedging), cu livrarea fizică gestionată de piața spot, fără a se confunda în formă cu hedgingul financiar, aidoma situației CfD-urilor financiare vs CfD-uri în energie.

Într-un sistem de schimburi transfrontaliere în care capacitațile de interconexiune ar fi indestulatoare, piețele cuplate din zone de ofertare diferite s-ar egaliza la un nivel comun al pietei spot, după principiul vaselor comunicante. În realitate capacitatea transfrontalieră este limitată, iar diferențele de preț dintre cele două zone (exportatoare și importatoare) determină apariția congestiilor de rețea, diferite pe intervale orare de cotare, care induc costuri.

În cazul alocării implicite, utilizată în cadrul cuplării piețelor spot prin algoritmul EUPHEMIA, capacitățile transfrontaliere sunt integrate automat în procesul de clearing al pieței. Diferențele de preț dintre zonele de ofertare reflectă congestiile, iar veniturile rezultate sunt utilizate de operatori naționali de transport pentru investiții în infrastructură sau reducerea tarifelor de transport, dacă congestiile nu necesită investiții suplimentare, după caz (Reg. (UE) 943/2019). Astfel, vânzătorul primește prețul marginal al pieței spot din zona sa, iar cumpărătorul plătește prețul marginal din zona sa de ofertare.

Participanții nu tranzacționează direct drepturi de transmisie, acestea fiind internalizate în diferențele de preț.

Pentru liniile cu alocare explicită (ex.: România-Serbia sau România-Ucraina), capacitatea transfrontalieră este licitată sub formă de drepturi de transmisie – PTR-uri (Physical Transmission Rights). Acestea permit titularilor să transporte energie între zonele de ofertare. Dacă PTR-urile nu sunt utilizate, capacitatea neutilizată este reintrodusă pe piață prin mecanisme UIOSI (Use-It-Or-Sell-It). De exemplu, pe linia România-Serbia, congestiile frecvente au dus la utilizarea completă a capacităților (~500 MW) în 70% din timp în 2024, crescând prețurile PTR-urilor în perioadele de cerere ridicată.

Drepturile de transfer transfrontalier pot fi tranzacționate pe o piață secundară separată, independent de drepturile de proprietate asupra energiei tranzacționate. Valoarea drepturilor de transfer reflectă atât diferențele de preț dintre zonele de ofertare, cât și capacitatea liniilor de interconexiune.

Transelectrica – OST publică cu regularitate capacitățile de transfer disponibile pe liniile de interconexiune, rezultatele alocărilor în urma licitațiilor și utilizarea acestora, însă niciodată nu nominalizează participanții la piață implicați în transferurile efective, care ne-ar putea da o imagine corectă a comportamentelor de piață.

_____________________________

 Influențe asupra prețurilor

În cazul României, statistica anului în curs ne oferă următoarii indicatori privind importurile:

Sursa: ANRE

Cum se explică aceste diferențe:

a. Sistemul de raportare și calcul al indicatorilor

Valorile utilizate pentru calcularea mediilor pe piața PZU și cele aferente importurilor sunt diferite deoarece acestea din urmă sunt realizate în principal în perioadele de vârf de sarcină, când prețurile sunt marginale și mai mari. Această selecție limitată influențează indicatorii calculați.

b. Managementul congestiilor și influența costurilor congestiilor în prețul energiei

Am arătat anterior cum funcționează managementul congestiilor. Ca regulă generală, importurile se poziționează la nivelul prețurilor marginale ale pieței interne spot, pe segmentele PZU, respectiv ID.

Tabelul de mai jos prezintă situația importurilor lunare pe cele două mecanisme de cuplare :

Un prim indicator care se poate extrage este procentul mediu de ca. 40 % al importurilor prin PZU și ID cuplat, comparativ cu c.a. 60% al importurilor prin contracte bilaterale.

Conform raportului trimestrial al Transelectrica, în primele nouă luni ale anului 2024 veniturile din alocarea capacităților de interconexiune scăzuseră față de perioada similară a anului 2023 de la 255 la 189 milioane lei.

Consumul intern a crescut cu cca 1 TWh, la 39,1 TWH,  în timp ce producția internă s-a redus cu cca 3 TWh. Diferența a trebuit susținută în principal prin creșterea masivă a importurilor, fapt care s-a reflectat pe cale de  consecință în creșterea veniturilor OST din tarifele reglementate de transport de la 1.137 milioane lei la 1.200 milioane lei.

De ce nu s-a manifestat aceeași creștere și la nivelul veniturilor din alocarea capacităților pe liniile de interconexiune ? Ar trebui să ne aruncăm o privire asupra cotațiilor spot pentru perioada ianuarie – noiembrie 2024 în România și zonele de ofertare limitrofe :

Sursa : energy-charts.info

 

La granița România-Serbia, la granițele cu Ungaria și Bulgaria pentru licitațiile pe termen lung, precum și la granița cu Moldova pentru licitațiile zilnice, licitațiile sunt explicite. Asta înseamnă că se licitează doar capacitatea de transmisie, fără energie. La granițele cu Ungaria și Bulgaria pentru licitațiile zilnice și intrazilnice, licitațiile sunt implicite.

Calculul abaterilor medii pătratice ale diferențelor de preț dintre piețele naționale PZU, cu valori de 2,67 €/MWh pe RO-BG și 4,16 €/MWh pe RO-HU, evidențiază legătura dintre ecarturile de preț și veniturile generate de OST din congestiile pe liniile de interconexiune cu alocare implicită. Abaterile medii pătratice reflectă intensitatea fluctuațiilor de preț, care determină valoarea congestiilor și, implicit, veniturile din utilizarea capacităților transfrontaliere.

În cazul graniței RO-HU, diferențele de preț mai mari contribuie la o utilizare intensivă a capacității transfrontaliere și, implicit, la venituri mai mari din congestii. În schimb, pe relația RO-BG, unde abaterea medie pătratică a diferențelor de preț este mai mică (2,67 €/MWh), veniturile OST sunt reduse, chiar dacă mecanismul de alocare implicită optimizează utilizarea capacității disponibile.

Astfel, veniturile OST pe liniile cu conexiune implicită sunt mai dependente de mărimea diferențelor de preț dintre piețele conectate decât de volumul total al fluxurilor comerciale. În contextul cuplării piețelor, reducerea ecarturilor de preț între România și vecinii săi (Ungaria și Bulgaria) a diminuat veniturile OST, chiar dacă aceste linii rămân utilizate eficient.

Răspunsul la întrebarea de mai sus referitoare la scăderea veniturilor Transelectrica s-ar putea regăsi în aceea că diferențele mai mici între prețurile spot pe relațiile cu Ungaria și Bulgaria au condus la o scădere a veniturilor obținute din congestii, deși fluxurile fizice au creascut începând cu  al doilea trimestru al anului.

 

În același timp au  crescut schimburile, preponderent importuri, pe relațiile cu Ungaria, Bulgaria și Serbia pe baza alocărilor explicite, unde în schimb tarifele pentru alocările de capacitate rezultate în urma procedurilor competitive sunt considerabil mai mici. Schimburile  cu Ucraina și Moldova nu au un caracter regulat, iar ca atare sursele de date utilizate nu conțin referințe de preț pentru licitațiile de capacitate de asemenea cu caracter neregulat.

De exemplu, valorile adjudecate ale drepturilor de transmisie anuale, lunare și zilnice sunt mici pe conexiunea cu Serbia, variind între 0,1 și 0,7 Euro/MWh în funcție de nivelul competiției și ecartul de preț. Prețuri asemănătoare pentru drepturile de transmisie se înregistrează în urma licitațiilor ocazionale pe liniile cu Ucraina și Moldova. Transferurile către Republica Moldova sunt în general exporturi supuse unui regim de tarifare preferențial.

Drepturile financiare de transfer pe relația cu Bulgaria pentru anul 2024 au fost de 1,33 euro/MWh, în timp ce pentru cele cu Ungaria de 2.13 euro/MWh, conform platformei de alocare Joint Allocation Office (JAO).

Notă : Informațiile despre alocările de capacitate se regăsesc pe site-ul OST (pentru Serbia) și pe cel al JAO (pentru Bulgaria și Ungaria) din cauza diferențelor în mecanismele de alocare și a gradului de integrare regională, chiar dacă vorbim de alocări explicite sau implicite. Serbia operează pe un model bilateral, gestionat local, în timp ce granițele cu Bulgaria și Ungaria fac parte din mecanismul de alocare european coordonat de JAO, ceea ce asigură o gestionare mai centralizată și o transparență sporită la nivel regional.

În concluzie, scăderea veniturilor unitare generate de congestiile pe liniile cu cuplare implicită a avut un impact mult mai pronunțat asupra valorii totale a veniturilor OST din alocarea capacităților, comparativ cu impactul creșterii cantitative a importurilor.

Congestiile în sine nu reprezintă principalul factor care susține prețurile ridicate ale importurilor. Acestea reflectă mai degrabă deficitele structurale de producție din România, care determină necesitatea acoperirii cererii prin fluxuri transfrontaliere. Totuși, așa cum vom detalia în continuare, un rol semnificativ îl joacă comportamentul speculativ al unor participanți care achiziționează energie din piețele vecine (ex. Serbia) la prețuri mai mici, pentru a o poziționa cât mai sus pe piața din România.

c. Comportamentul participanților la piața regională

Într-un instantaneu de piață surprins la data de 14 octombrie la o oră de vârf se constata o solicitare intensă a liniei de interconexiune cu Serbia, fiind raportate valori de trafic instantaneu de 800 MWh/h, în condițiile în care capacitatea netă de transfer este de numai 500 MW, din care doar 250 MW capacitate disponibilă pentru transfer pe lângă alți 250 MW deja alocați prin contractele pe termen lung. În același timp dinspre Ungaria se importau 600 MWh/h, dinspre Bulgaria peste 630, iar dinspre  Ucraina ca. 100 MWh/h (sursa Europa Liberă România, de fapt articolul de la care a plecat ideea devoltării prezentei analize a importurilor de energie electrică ale României).

De ce ar prefera traderii conexiunile cu alocare explicită? Nu costurile mici ale drepturilor de transmisie sunt cele care dau măsura interesului – variațiile sunt imperceptibile în prețul final al energiei – cât mai degrabă posibilitatea de a achiziționa energie ieftină pe bază de contracte bilaterale cu livrare la termen pentru a o revinde în vârf de sarcină în segmentele de piață spot PZU și ID românești la prețurile mari despre care am vorbit la începutul prezentării.

Este în fapt același comportament de trading speculativ care se manifestă pe piața internă, dar care capătă în contextul schimburilor transfrontaliere o anvergură regională și este definit în termeni tehnici în mod esențial ca fiind „arbitraj între piețe”. În opinia noastră rămâne o diferență semantică esențială aceea între „trading speculativ” și „arbitraj”.

Accesul la energie mai ieftină din piețele limitrofe pe bază de contracte bilaterale este în principal la îndemâna traderilor cu vocație regională sau chiar globală, așa cum vom vedea în continuare. Dacă în România unii traderi au acces preferențial la energie ” la prima mână ” (observați că nu am folosit sintagma ” energie ieftnă „) din considerente specifice – care nu fac obiectul prezentei Note, accesul la producătorii/vânzătorii din țările de origine este posibil în principal prin prezență fizică pe piața respectivă și conectare la piața locală, ceea ce presupune investiții și costuri de operare.

Pe baza datelor prezentate pe site-ul Transelectrica pentru anul 2024 a fost alocată de comun acord între cei doi operatori naționali, prin licitație anuală, o capacitate de 250 MW pe fiecare din sensurile export – import pentru relația Serbia-România. Prețul foarte mic pe sensul de import (0,10 €/MWh) sugerează o competiție moderată pe această rută și o aliniere relativ echilibrată a diferențelor de preț spot dintre piețele SB și RO.

Capacitatea de import a fost atribuită unui număr de 11 companii, dintre care se remarcă patru traderi cărora le-a revenit peste 80% din drepturile de capacitate pe termen de un an , respectiv o societate de furnizare din grupul MVM deținut de statul maghiar, MET România Energy, traderul elvețian EDF, precum și Tinmar Energy, ultimul deținând și a una dintre cele mai active companii de furnizare care activează pe piața din Serbia.

Interesant sau nu în context, toate companiile menționate au fost sancționate în ultimii doi ani cu amenzi substanțiale de către ANRE  pentru practici neconforme cu regulile de integritate ale pieței de energie și/sau ale reglementări interne.

Este oportun a evidenția și parametrii competiției pe relația import Serbia din România, unde capacitatea este puternic concentrată în favoarea Nomad Energy Company (70% din alocări). Nomad Energy este o companie cu performanță medie din Bulgaria, care probabil a contractat o nișă de desfacere pe piața din Serbia, drept pentru care și prețul unitar licitat mai mare decât cele uzitate frecvent în licitațiile lunare și zilnice pe această conexiune. MET, MVM și Tinmar sunt participanți semnificativi pe ambele direcții. Prezența mai discretă a unor traderi regionali precum Axpo și EDF Trading sugerează implicare oportunistică în funcție de diferențele de preț și condițiile pieței.

Pentru capacitatea transfrontalieră Ungaria-România în anul 2024 au fost alocați 350 MW pentru care a existat o cerere de 4.165 MW din partea unui număr total de 52 de participanți, ceea ce semnifică o competiție puternică. Dintre participanți reținem câteva nume sonore, precum Statkraft, MVM, EDF Trading, Vitol, CEZ – Premier Energy, Mytilineos. Numărul mare de participanți care au obținut capacitate (24 din 52) sugerează un grad de diversitate relativ ridicat în adjudecare. Totuși, fără informații despre alocările individuale, o concluzie fermă despre concentrare nu poate fi trasă.

Pentru capacitatea transfrontalieră Bulgaria-România în anul 2024 au fost alocați 500 MW pentru care a existat o cerere de 3.782 MW din partea unui număr total de 44 de participanți. Dintre cei 22 de participanți cărora li s-a alocat capacitate de transfer se evidențiază din nou EDF Trading, CEZ – Premier Energy, Vitol, și MVM, dar și alți traderi pan-europeni precum Enerjisa sau Danske Commodities. Ca și în cazul conexiunii HU-RO, fără date precise despre volumul adjudecat de fiecare participant, se poate estima că gradul de concentrare este moderat, având în vedere numărul mare de participanți care au obținut capacitate.

Prețul mai scăzut (1,33 €/MWh față de 2,13 €/MWh) și cererea mai mică (3.782 MW față de 4.165 MW, în condițiile în care alocarea a fost considerabil mai mare, sugerează o competiție diferită pe relația BG-RO comparativ cu HU-RO.

Nu deținem date cu privire la cotațiile pieței secundare pentru drepturile de capacitate pe liniile de conexiune explicite.

Sub rezerva că rațiuni tehnice legate de echilibrarea sistemului energetic național pot determina ajustări ale acestor valori, datele puse la dipoziție de Transelectrica/ ENTSO-E în materie de capacități de interconexiune sunt prezentate în tabelul următor :

În esență, alocarea capacităților de transfer prin mecanismul – mai eficient – de cuplare implicită expune piața internă de electricitate doar la presiunile care derivă din deficitul structural de capacitate, care face ca fluxurile de energie să migreze din zonele de ofertare limitrofe cu prețurile marginale mai mici spre cele cu niveluri mai ridicate, așa cum în mod cronic se manifestă piața românească în diferite perioade lunare, săptămânale, zilnice sau orare. Cu alte cuvinte, influențele asupra prețurilor sunt izolate/limitate la cauzele structurale.

În schimb, alocarea explicită crează oportunitatea unor comportamente subiective/speculative ale participanților la piață, care pot pune presiune ascendentă asupra prețurilor din zona de import. În acest context, este notabil faptul că pe granițele cu Ungaria și Bulgaria, și chiar Moldova, unde există integrare în mecanismul paneuropean de cuplare automată a piețelor (implicită), un procent semnificativ din capacitățile de transfer este alocat prin licitații explicite pe termen lung. Această politică de alocare ridică întrebări importante:

• De ce nu se prioritizează integrarea completă în mecanismul de cuplare implicită, acolo unde condițiile tehnice o permit?
• Cum s-a ajuns ca un procent atât de mare din capacitățile disponibile să fie scos la licitație pe baze explicite?

Această decizie poate influența piața prin:

• creșterea oportunităților speculative – Licitațiile explicite permit traderilor să își asume capacități de transfer pentru activități speculative, care pot amplifica volatilitatea prețurilor interne.
• blocarea capacităților – Capacitățile adjudecate pe termen lung prin licitații explicite rămân în afara pieței implicite, limitând eficiența cuplării automate și reducând flexibilitatea în reacția la condițiile de piață.
• eroziunea eficienței pieței implicite – Un procent mai mic de capacități disponibile implicit poate afecta echilibrarea naturală a fluxurilor și nivelarea prețurilor între piețe.

Recomandăm ca fiind necesară o analiză detaliată și independentă a politicii Transelectrica privind alocarea capacităților pe liniile de interconexiune.

Aceasta ar trebui să investigheze:

• Proporția între capacitățile explicite și implicite alocate pe granițele cu Ungaria, Bulgaria și Moldova ;
• Argumentele tehnice și comerciale care au justificat aceste decizii, având în vedere că mecanismul de cuplare implicită este mai eficient în asigurarea echilibrului pieței ;
• Impactul asupra pieței interne: În ce măsură alocările explicite au contribuit la presiunile asupra prețurilor interne și la reducerea eficienței mecanismului de cuplare.

În concluzie, politica OST ar trebui să fie (re)evaluată, având ca obiectiv o integrare cât mai completă în mecanismele implicite, acolo unde condițiile tehnice permit acest lucru. Acest pas ar crește eficiența fluxurilor transfrontaliere și ar reduce presiunile asupra pieței interne de electricitate.

d. Impactul regimului de taxare asupra încurajării importurilor

Cel mai probabil, din rațiuni evidente, un articol de presă ar fi început cu această secțiune, care tratează vectorul de impact cel mai puternic asupra distorsionării pieței naționale de energie. Scopul prezentei analize este însă unul explicativ și am preferat acomodarea cititorilor cu elementele tehnice care definesc fluxurile transfrontaliere.

Astfel, un element esențial în analiza fluxurilor comerciale din 2024 îl reprezintă regimul fiscal discriminatoriu între energia achiziționată de pe piața internă și cea importată. OUG 27/2022, cu modificările și completările ulterioare, inclusiv OUG 32/2024, prevede scutirea importurilor de la plata CFTE – suprataxa aplicată pe diferența dintre prețul de achiziție și cel de revânzare pentru participanții la piață.

Această prevedere creează un avantaj fiscal major pentru importuri, care nu sunt supuse aceleiași presiuni fiscale ca achizițiile interne.

În acest context, traderii preferă să achiziționeze energie pe bază de contracte bilaterale din Serbia, Ungaria sau Bulgaria, pentru că, în lipsa CFTE, obțin randamente net superioare față de tranzacțiile realizate în România, unde marjele sunt supra-impozitate (așa cum am arătat, 90% în prezent, conform ultimei modificări).

În numeroase intervenții, unii analiști de piață și-au pus întrebarea de ce în anumite momente producătorii români de energie operează la capacitate redusă față de potențial, în timp ce importurile explodează, iar aceasta poate fi una dintre explicații.

Mai grav este că această diferențiere încurajează artificial importurile în defavoarea producătorilor interni, accentuând deficitul structural de generare, dependența de surse externe, și fragilizarea securității energetice naționale.

O reevaluare a cadrului fiscal este esențială pentru a elimina aceste distorsiuni și pentru a restabili neutralitatea competitivă între resursele interne și externe de energie. Altfel, România riscă să devină o piață de desfacere pentru energie importată – mai scumpă și mai puțin controlabilă – în timp ce capacitățile locale de producție rămân subutilizate sau în declin.