Prețurile la energie electrică și gaze ating noi recorduri, ca și importurile. Pentru scumpirea energiei, cauzele ar putea fi mai multe. În ceea ce privește energia electrică, oprirea controlată a Reactorului 1 de la Cernavodă ar putea constitui o cauză. Nu este însă singura. Producția hidro este la un nivel scăzut din cauza cantităților reduse de precipitații. Este de luat în calcul și lipsa investițiilor din sector. O altă explicație ar putea fi, potrivit analistului economic Sorin Dinu, aceea că un client a contractat o cantitate mare cu termen fix de livrare și este obligat să cumpere indiferent de preț. „Cert este că în piață există cerere, dacă se cumpără la prețuri atât de mari”, a declarat, pentru Reporter Global, Sorin Dinu.

Potrivit datelor Institutului Național de Hidrologie și Gospodărirea Apelor (INHGA), pentru perioada 24.09.2019, ora 07:00 – 01.10.2019, ora 07:00, „debitul Dunării la intrarea în țară (secțiunea Baziaș) va fi în scădere în ziua de 24 septembrie, la valoarea de 2300 /s, în următoarele patru zile va staționa, apoi va crește ușor, spre sfârșitul intervalului, la valoarea de 2400 /s, situându-se sub mediile multianuale ale lunilor septembrie (3800  /s) și octombrie (3850 /s).  În aval de Porțile de Fier, debitele vor fi în scădere, exceptând a doua parte a intervalului, când vor fi în creștere pe sectorul Gruia – Oltenița”. Deocamdată, nici Nuclearelectrica nu a anunțat o dată precisă la care va fi repornit Reactorul 1 de la Cernavodă, oprit în dimineața zilei 18 septembrie. Această unitate a fost oprită, potrivit Nuclearelectrica. Unitatea 1 CNE Cernavodă a fost oprită controlat în vederea efectuării unor lucrări de remediere la un parametru de proces. Conform normelor și procedurilor CNE Cernavodă, efectuarea lucrărilor de remediere se poate realiza numai cu unitatea în stare oprită. „SNN va transmite un comunicat de presă după finalizarea acestor lucrări de remediere, acestea desfășurându-se în conformitate cu planurile și procedurile centralei, fără niciun impact asupra personalului, a mediului și a populației”, a transmis compania. Între timp, prețul energiei electrice pe piața bursieră spot, cu livrare joi (26 septembrie), atingea maximul istoric de 750 de lei pe MWh, nivel mai mult decât dublu față de celelalte țări din regiune, potrivit datelor postate pe site-ul OPCOM. Energia va avea acest preț în trei intervale orare, respectiv 18:00 – 21:00. Recordul anterior a fost de 680 de lei pe MWh, atins la 1 februarie 2017, în mijlocul unei perioade extrem de geroase, cu un consum uriaș de energie la nivelul întregii țări. Prețul mediu al energiei cu livrare joi este de 578 de lei pe MWh, de asemenea  ̶  unul record pentru media prețurilor pe o zi. În regiune, România este, de departe, cea mai scumpă piață (122 de euro pe MWh), față de 53 de euro pe MWh, în Ungaria, și 46 de euro, în Slovacia și Cehia.

România, cele mai scumpe gaze

În cazul gazelor, efectele Ordonanței 114/2018 au fost resimțite aproape imediat. Prețul nu s-a mai oprit din creștere încă de la începutul anului, iar explicația conform căreia se importă gaze pentru înmagazinare, iar prețurile sunt mai mari, nu este plauzibilă. În realitate, se pare că prevederile Ordonanței 114 au scumpit atât de mult gazele din producția internă, încât au devenit mai scumpe față de cele din import. Prețul gazelor românești tranzacționate la Bursa Română de Mărfuri (BRM) a ajuns, în luna august, la 106,8 lei pe MWh, în timp ce gazele tranzacționate la Viena s-au ieftinit până la 56,2 de lei pe MWh, potrivit datelor publicate de BRM. De la începutul anului, prețul gazelor autohtone a fost în creștere, în timp ce indicele de la bursa din Viena (CEGH Front Month Index) a scăzut constant. Astfel, în ianuarie, gazele românești costau la bursa de la București 92 de lei pe MWh și au ajuns, în mai și iunie, la 101 lei, urcând la 105 lei, în iulie, și 106,8 lei, în august. În același timp, gazele tranzacționate la Viena au început anul la 122 de lei pe MWh și au scăzut la 81 de lei în mai, 76 de lei în iunie, 63 de lei în iulie și 56 de lei în august. Dacă în anii anteriori importurile pentru înmagazinare se făceau pe perioada verii, pentru a compensa, într-o oarecare măsură, scumpirea gazelor din import pe perioada iernii, OUG 114 a bulversat total piața. Acesta este și trendul normal, întrucât iarna consumul este mare și prețurile cresc, iar în lunile de vară se înregistrează cele mai mici cotații. Plafonarea la 68 de lei/MWh a gazelor de producție internă timp de trei ani, într-o piață liberalizată complet în 2017, a produs efecte imediate, cu consecințe anticipate de analiștii economici. Ulterior, actul normativ a fost modificat de OUG 19/2019, rămânând plafonate doar prețul gazelor românești pentru populație și termocentrale, începând cu 1 mai 2019. Acest lucru a dus la scumpirea gazelor tranzacționate la bursă, destinate consumatorilor industriali.

Lipsă de strategie

Dincolo de aceste cauze ale creșterii importurilor și a prețurilor, rămâne lipsa de viziune a României în domeniul energetic. „Lipsește o strategie clară a statului în domeniul energetic. Este nevoie de investiții, astfel încât sistemul să fie eficientizat”, declară Sorin Dinu. Și în strategia energetică pentru perioada 2019-2030 este menționată necesitatea investițiilor în sector. „România are nevoie de investiții substanțiale în sectorul energetic, în următoarele decenii, în primul rând pentru a asigura continuitatea în aprovizionare a consumatorilor, dar și pentru a participa la tranziția energetică globală și a se număra printre beneficiarii procesului complex de transformare a sectorului energetic în spiritul dezvoltării durabile”, se arată în document. Prețul final al energiei electrice este alcătuit din două componente principale: costul total al producției în centralele electrice și costul asociat rețelelor de transport și distribuție. Investițiile se reflectă în costurile cu retehnologizarea centralelor electrice existente și cu construcția de noi centrale, respectiv costurile cu modernizarea și extinderea rețelelor electrice. Investițiile aferente doar rețelelor electrice sunt estimate, în strategia energetică, la aproximativ 500 de milioane de euro anual, până în 2030. Aceste costuri includ proiectele de interconectare și de dezvoltare a rețelei prevăzute în Planul de Dezvoltare al Transelectrica pentru 2016-2025 și continuarea acestuia până în 2030, precum și nivelul estimat al investițiilor în rețele de distribuție. Investițiile includ echipamente și tehnologii ce fac tranziția către „rețelele inteligente” cu comunicare bidirecțională, cu gestiune eficace și cu flexibilitate mai mare în operare. De asemenea, este estimat și costul dezvoltării treptate a producției distribuite a energiei electrice, cu impact în special la nivelul rețelelor de distribuție. Se precizează însă că astfel de investiții nu sunt de natură să crească nivelul tarifelor de rețea. Totalul investițiilor în sectorul energiei electrice este estimat, pentru perioada 2019-2030, la circa 14 miliarde de euro. „Pe măsură ce costul emisiilor de Gaze cu Efect de Seră (GES) crește, iar performanța tehnologiilor eoliene și fotovoltaice crește în raport cu costurile, tranziția energetică se va accelera și în România, prin creșterea ritmului de extindere a centralelor eoliene, fotovoltaice și a altor tehnologii cu emisii reduse de GES. În paralel, va avea loc o reducere a costului capitalului pentru investițiile în SRE, în România. Aceste evoluții sunt de așteptat să aibă un impact puternic în mixul energetic, în special după 2030”, se arată în strategia energetică. ■