Sursa: Portland Trust
Guvernul a adoptat joi o schemă de ajutor de stat așteptată de partea de industrie fără apetit la risc în domeniul energiei verzi, finanțată cu bani provenind din certificatele de poluare, cu un buget de 3 miliarde de euro și care se va derula în următorii 15 ani. Însă aceasta are trei mari probleme: 1. momentul lansării: unul nepotrivit, ținând cont că în piață sunt anunțate în această perioadă numeroase proiecte regenerabile, deci nu este clar de ce acest sector are nevoie acum de o schemă de ajutor, într-un context în care prețurile la energie sunt la un nivel mai mare decât în anul 2019; 2. modalitatea de intervenție: un ajutor pe producție, considerat depășit de către specialiști, în loc de un stimulent pe capacitate; 3. prețurile ridicate: schema fixează un preț mai mare decât energia din piață chiar și în această perioadă când prețurile sunt încă ridicate și care ar putea face toate companiile să țină prețurile sus în următorii ani.
Schema de ajutor a contractelor pentru diferență va sprijini instalațiile care produc energie eoliană onshore și solară fotovoltaică. Ajutorul va fi acordat prin proceduri de licitație competitivă.
Cum funcționează contractul pentru diferență?
Statul stabilește un „strike price”, un preț de la care pornește o licitație. De exemplu, un producător licitează ca într-un parc fotovoltaic să obțină un preț de 70 de euro pe fiecare MWh pe care îl produce, iar statul îi va garanta acel preț, prin mecanismul contractului pentru diferență.
Astfel, dacă producătorul va vinde ulterior un MWh cu doar 60 euro, atunci statul îi va da înapoi diferența de 10 euro dintre 60 și 70 de euro.
Invers, dacă producătorul va vinde energia cu 80 de euro pe MWh, atunci el îi va da statului diferența de 10 euro dintre 70 și 80 de euro.
Trei probleme cu schema contractelor pentru diferență
1. Problema momentului
Prima problemă care trebuie menționată este una de moment. Este sau nu este acest moment unul potrivit pentru a face o schemă de sprijin?
Pe scurt, momentul este nepotrivit pentru a face o schemă de sprijin.
În prezent, chiar și fără această schemă de sprijin, România are investiții finalizate și în curs de finalizare mult mai mari decât în ultimii 7-8 ani, iar exemplele sunt numeroase, atât de proiecte fotovoltaice, cât și de proiecte eoliene. De exemplu, israelienii de la Nofar Energy au inaugurat în ultimele luni câteva sute de MW în energie fotovoltaică, fătă niciun fel de schemă de ajutor din partea statului.
Astfel, dacă prin mecanismele pieței libere există investiții în piață și prețurile sunt atractive, iar investitorii își asumă riscurile pieței, atunci piața funcționează și nu are nevoie de sprijin.
Tot referitor la moment, a doua chestiune se referă la faptul că în prezent prețurile la energie încă sunt peste nivelul din anul 2019, deși în trend de scădere. Astfel, o schemă lansată în acest moment riscă să se închidă la prețuri mai mari decât prețurile mai atractive care ar putea fi obținute în următoarele 3-4-5 luni sau un an.
O strategie mai inteligentă din partea statului ar fi să aștepte să vadă ce poate livra piața din proprie inițiativă, unde se așază prețurile și dacă este cazul să intervină, adică o situație în care nu mai sunt livrate proiecte, stimulentul s-a diminuat și piața s-a dus mult prea jos.
Astfel, în acest moment piața este într-o perioadă de reașezare și o schemă de sprijin este inoportună, din moment ce piața arată și că poate face investiții din bani proprii și pe riscurile sale.
2. Problema modalității de intervenție
A doua problemă cu schema de sprijin este modalitatea pe care statul vrea să o folosească pentru a interveni. Mai precis, Guvernul lansează o schemă de contracte pentru diferență pe producție (sau clasică).
Contractele pentru diferență clasice s-au dovedit a fi nocive pentru funcționarea pieței, creând probleme și distorsiuni în funcționarea pieței, ținând cont că toți actorii din piață își reglează ofertele în piață în funcție de acel „strike price”. Prețul „strike” va deveni astfel un preț de referință pentru toate tranzacțiile din piața de energie. În plus, acest preț este stabilit de Guvernul român într-o perioadă de volatilitate și incertitudine a pieței, cu prețuri încă mari.
Totodată, aceste contracte clasice pentru producție nu mai sunt considerate o idee bună în Europa, inclusiv de către cei care deja le-au folosit, conform specialiștilor.
Un raport publicat în martie 2024 în Energy Policy arată că contractele convenționale pentru diferență (CfD) denaturează deciziile de dispecerizare și de investiție a activelor de producție, iar aplicarea lor la o mare parte din producția viitoare de energie electrică nu pare înțeleaptă, drept urmare specialiștii propun mai degrabă un CfD „financiar”, un hibrid între un CfD convențional și un contract la termen.
Un alt raport publicat în februarie 2024 de Asociația Operatorilor de Transport și de Sistem din Europa (ENTSO-E), cea mai profesionistă organizație tehnică europeană, recomandă trecerea de la CfD bazate pe producție la CfD bazate pe non-producție și CfD financiare, astfel încât noile proiecte să urmeze semnalele de preț ale pieței (și, prin urmare, nevoile sistemului).
De asemenea, să luăm un exemplu. Să spunem că statul român va decide să instaleze câteva mii de megawați de producție fotovoltaică în județul Hunedoara, pentru că acolo s-a închis Termocentrala Mintia și există posibilitatea de conectare la rețea cu cost zero, pentru că rețeaua e deja existentă și la echilibrare.
Cu toate acestea, un operator privat care a ales să își instaleze un parc fotovoltaic în Dobrogea va fi mai avantajat pentru că soarele este mai puternic decât în Hunedoara, drept urmare parcul său fotovoltaic va produce mai mult și mai ieftin decât cel din Hunedoara.
Costurile vor fi aceleași pentru cele două parcuri fotovoltaice, dacă ne gândim la echipamente, costuri de funcționare, forța de muncă. Cu toate acestea, parcul fotovoltaic din Dobrogea va avea o productivitate mai mare, va veni cu un preț mai mic și, astfel, va câștiga contractul pentru diferență. Drept urmare, statul va pierde prin această investiție deoarece ceilalți consumatori vor fi obligați să suporte costurile tot mai mari cu dezechilibrele.
Drept urmare, specialiștii recomandă în schimb „incentive-uri” (stimulente) pe capacitate. De exemplu, dacă un investitor injectează o anumită capacitate la Hunedoara până la o zi stabilită, va primi o sumă fixă drept ajutor, când pune în funcțiune capacitatea și livrează, apoi în fiecare an în care capacitatea mai rămâne în funcțiune mai primește o sumă.
3. Problema prețului
Statul român vrea să pornească această schemă de sprijin de la prețuri maximale de 91 de euro/MWh pentru fotovoltaice și 93 de euro/MWh pentru eoliene.
Aceste prețuri sunt prea mari, cu peste 30% în raport cu prețul de pornire la licitații similare derulate recent în Marea Britanie. De altfel, prețurile din piață sunt în jurul valorii de 50 de euro/MWh și se încheie contracte bilaterale (Power purchase agreement, PPA-uri) pe termen lung cu 62-63 euro.
Astfel, statul român semnalizează celor care vor participa la licitație că vrea să plătească și până la 91 euro/MWh, deși nu este cazul pentru un nivel așa de ridicat.
Drept urmare, exista riscul real ca această schemă de sprijin să coste peste 3 miliarde de euro și să bulverseze piața pe următorii 15 ani de zile.
Adoptat pe repede-înainte
Sursele guvernamentale ne-au declarat că proiectul pentru schema de ajutor de stat a intrat în ședința de Guvern de joi sub forma unei „Analize”. În mod normal, atunci când intră în acest format, înseamnă că proiectul nu are toate avizele necesare pentru a fi adoptat. Cu toate acestea, proiectul a fost adoptat în cele din urmă în ședința de joi. Conform informațiilor Economedia, avizele au fost obținute în cele din urmă chiar înaintea ședinței Executivului, iar mare parte din documentația adoptată a fost pregătită de către o echipă de consultanți externi.