Piața energiei din România intră în deceniul decisiv – Frână acum, avantaj competitiv în 2030, cu +20 GW de energie verde și 4 GW stocare. Cum vor scădea prețurile în următorii ani

În prezent, companiile din România plătesc în medie de două ori mai mult pentru energie decât concurenții lor din Statele Unite sau China: 1 leu pe kWh față de 0,5 lei.

În următorii doi ani, dacă toate investițiile în energie verde, capacități energetice pe gaz și în baterii de stocare se realizează, conform calendarului (vezi mai jos), în următorii 2 ani clienții industriali majori ar putea beneficia de prețuri în jur de 0,60 lei/kWh, în timp ce consumatorii mici ar putea plăti între 0,70 și 0,80 lei lei/kWh, în funcție de regiunea de consum, conform unui studiu realizat de analiștii TDP Partners, companie specializată în consultanță pentru proiecte europene în energie.

”Obiectivul nu este egalizarea completă (a prețurilor), ci reducerea diferenței la un nivel care să permită firmelor cu consum intensiv de energie să rămână competitive. Diferența dintre o piață competitivă și una împovărată de costuri va determina cine alege să investească și cine decide să plece”, se arată în studiul TDP Partners.

Piața energiei din România intră în deceniul decisiv

Analiza evidențiază că, la trei ani distanță de șocul energetic ce a urmat invaziei rusești a Ucrainei, prețurile la energie s-au stabilizat la 130-170 €/MWh, iar factorii fundamentali din piață indică spre o scădere constantă a prețurilor în următorii ani, cu toate că aceasta va fi lentă.

Această scădere este anticipată în contextul în care vor intra în linie dreaptă sau vor fi finalizate investiții importante în energie verde și în capacități pe gaz (Iernut și Mintia în 2026 înseamnă +1.000 MW în bandă), capacitatea în stocare va crește accelerat, iar per total piața de energie va genera un flux mai mare de energie care va împinge în jos prețurile.

”Fundamentele indică un sistem care elimină încet din «grăsime». În ceea ce privește oferta, costurile energiei solare converg către 45-50 EUR/MWh, iar energia eoliană onshore către 60-70 EUR/MWh, în timp ce energia hidroelectrică și energia nucleară rămân ancore în piață. Stocarea în baterii va transfera surplusul de energie electrică de la prânz către vârfurile de consum din seară și va transforma energiile regenerabile intermitente în capacitate stabilă”, arată analiza, care include și estimări de preț pentru anii următori.

În același timp, analiștii TDP spun că un Market Maker de stat în piața de energie (Hidroelectrica/Nuclearelectrica) va elimina din speculații, în timp ce investițiile de miliarde în rețea și digitalizare vor reduce ineficiențele și vor tăia din costurile de transport și distribuție.

Obiectivele și țintele pe care le putem rata doar cu enorm de mult efort

Potrivit analizei TDP, dacă obiectivele se mențin, până în 2030 România ar putea funcționa cu peste 10 GW de energie solară, 6,5 GW de energie eoliană și 4 GW/10 GWh de stocare, ridicând ponderea energiei electrice cu emisii reduse de carbon la peste 70% din oferta de energie.

În același timp, în piața de energie ar urma să fie apară 10 până la 20 de furnizori care vor deveni agregatori de energie, punând la comun volumele de producție și stocare pentru a reduce prețurile și a menține marjele, care vor fi mai mici, dar sustenabile.

În ceea ce privește forțele ce vor influența prețurile la energie până în 2030, analiștii TDP spun că România va avea:

• Peste 10 GW de energie solară instalată, cu aproximativ 6,5 GW provenind din proiecte la scară industrială și aproximativ 3,5 GW de la prosumatori.

• Aproximativ 3,4 GW de capacitate eoliană nouă, în principal în Dobrogea și Moldova, ceea ce va dubla capacitatea în eolian.

• Potențialul ca peste 70% din consumul de energie electrică să fie acoperit de surse cu emisii reduse (solară, eoliană, hidroelectrică, nucleară) până la sfârșitul deceniului.

• În ce privește stocarea energiei (elementul care va transforma energiile regenerabile din surse intermitente în energie de bază), România pornește de la aproape zero (mai puțin de 200 MW instalați în 2024), dar și-a stabilit un obiectiv oficial de aproximativ 4 GW de baterii până în 2030, echivalentul a aproximativ 10 GWh.

”Noua paradigmă nu este doar «mai ecologică», ci și «mai aproape de consum». Fabricile, parcurile industriale și centrele de date caută să-și asigure propriul mix energetic, fie prin generarea la fața locului (panouri solare pe acoperișuri, turbine eoliene locale), fie prin modele de energie ca serviciu, în care terțe părți finanțează și operează proiecte dedicate unui singur consumator”, arată analiza TDP Partners.

Agregatorii și flexibilitatea cererii

În plus, o nouă categorie de actori intră în scenă: agregatorii de energie.
Aceștia gestionează un portofoliu mixt de generare din surse regenerabile, stocare și consum flexibil și îl oferă pieței ca o singură entitate (de ex. Hidroelectrica, cel mai mare din RO).

Potrivit TDP, în România, licențele de agregare au apărut abia după 2020, dar tendința este ireversibilă. Până în 2030, agregatorii vor funcționa ca „mini-utilități” flexibile, capabile să furnizeze energie stabilă și mai ieftină.

Impactul lor este semnificativ:

• Reducerea costurilor de echilibrare și a necesității de a ține capacități costisitoare în rezervă, care să fie pornite la nevoie.

• Transformarea volatilității în oportunitate prin transferul energiei ieftine din orele de supraofertă către orele de vârf ale cererii.

• Reducerea ineficiențelor sistemice prin înlocuirea intermediarilor tradiționali cu operatori digitalizați mai eficienți.

”Pe piețele mature, agregarea a redus deja prețurile. În Germania, marii consumatori industriali acceptă să întrerupă temporar producția la cererea unui agregator în schimbul unei compensații, reducând astfel costurile sistemului. România urmează aceeași cale”, arată TDP Partners.

Integrarea pieței regionale și optimizarea costurilor

Analiștii care au realizat studiu adaugă că România face parte din piața unică europeană a energiei, iar până în 2030 interconectările sale vor fi consolidate semnificativ:

• Conexiunile cu Ungaria și Serbia vor fi extinse.

• Sunt de asemenea în discuție proiecte cu Ucraina, precum și interconectări offshore prin Marea Neagră.

• Rețelele interne vor fi digitalizate și consolidate pentru a face față fluxurilor regionale.

”Piețele mai mari și mai integrate sunt mai eficiente: lichiditatea crește, costurile de echilibrare scad, iar volatilitatea extremă este temperată. Experiența țărilor nordice arată că o rețea puternică și interconectată poate menține prețurile industriale la un nivel scăzut, chiar și cu o pondere ridicată a energiilor regenerabile.
Pentru România, integrarea europeană înseamnă acces rapid la surplusul de energie ieftină din alte țări și capacitatea de a exporta atunci când există un surplus intern. Criza din 2022 a demonstrat deja valoarea acestui mecanism: importurile și diversificarea surselor au jucat un rol decisiv în scăderea prețurilor în 2023”, mai precizează analiștii TDP.

În ceea ce privește capacitățile de stocare de energie în baterii, analiza punctează că dezvoltarea lor va elimina din ineficiențele din piață și va reduce inclusiv din costurile de intermediere și de rețea.

”Din ce în ce mai accesibile și mai fiabile, acestea transferă energia din orele de supraproducție ieftină către orele de vârf ale cererii, reducând volatilitatea și scăzând prețurile pentru consumatori. De asemenea, ele pot fi distribuite geografic, reducând dependența de rețelele subdezvoltate prin stocarea energiei atunci când rețeaua nu poate absorbi mai mult”, potrivit specialiștilor TDP.

Cărbunele dispare din peisaj, gazul e capacitate în rezervă – certificatele de carbon își vor reduce din importanță

În privința capacităților clasice de producere de energie, analiza subliniază că marile capacități pe cărbune vor dispărea din peisaj, în timp ce gazul va juca doar un rol de echilibrare.

Astfel, certificatele de carbon – care pentru producătorii poluanți reprezintă cost de producție (+100 euro/tonă în câțiva ani) ce se include în prețul cu care se vinde energie – nu vor mai avea același impact asupra prețurilor, deoarece mixul de generare va fi aproape complet decarbonizat.

”În practică, costurile marginale de producție (care dictează piața și prețul – n.r.) vor continua să scadă și, din ce în ce mai des, vom vedea ore cu prețuri zero sau chiar negative pe piața spot. Pe termen lung, producția ieftină va trage piața în jos. Pe termen scurt, primele reduceri de preț vor proveni din măsuri și politici de piață care fac intermedierea mai transparentă și mai competitivă”, arată analiștii TDP, care punctează ca exemplu venirea cu garanții la contractele forward, măsură care reduce speculațiile și riscul de contraparte.

”Odată ce energiile regenerabile și stocarea vor domina, prețurile structurale vor scădea. Cele două mecanisme se completează reciproc. Producția ieftină nu are sens dacă lanțul de livrare este plin de ineficiențe, în timp ce o piață eficientă nu poate furniza energie la prețuri accesibile dacă producția în sine este costisitoare”, mai punctează specialiștii TDP Partners.

Aceștia notează, în ceea ce privește consumatorii, că din factura de energie de 200 €/MWh (aproximativ 1 leu/kWh), doar o treime revine producătorilor. O altă treime este absorbită de transport și distribuție, în timp ce ultima treime acoperă furnizorii, taxele și marjele de intermediere.

(Citește și: ”Siderurgia românească s-a scufundat sub prețurile energiei și a dumpigului din țările non-UE: minus 30% în 4 ani. Exportăm zeci de mii de tone de fier vechi pentru că nu mai e rentabil să-l prelucrăm. Și importăm produs finit”)

(Citește și: ”De la -0,05 la peste 2.100 lei/MWh într-o săptămână: În absența unor capacități suplimentare de 2.000 MW, volatilitatea extremă a prețurilor la energie se va accentua”)

(Citește și: ”Problema prețurilor la energie va fi analizată în CSAT. Soluțiile Ministerul Energiei pentru a ține lumina aprinsă în România și la preț redus”)

***