De multe ori aud aceeași întrebare, de la prieteni, de la jurnaliști, uneori de la oameni din industrie: dacă avem eolian, solar, hidro și nuclear atât de ieftine, de ce plătim la fel de mult ca și cum tot ce consumăm ar veni din gaz?
Opinie de George Agafiței
Întrebarea e legitimă și răspunsul nu este evident. Merită explicat pe îndelete, pentru că de aici pornesc cele mai multe propuneri greșite de „reparare” a pieței.
Cum se formează prețul, oră de oră
Piața de energie funcționează pe o regulă numită preț marginal. În fiecare oră, toți producătorii își oferă energia la vânzare, iar ofertele sunt ordonate de la cea mai ieftină la cea mai scumpă. Eolianul și solarul intră primele, pentru că au costuri reduse și oferă energia la prețuri mici; urmează nuclearul și hidro. Când capacitatea acestor surse nu mai acoperă cererea, intră în piață pe rând centralele mai scumpe, până când oferta egalează cererea.
Simplificând, regula spune că toți producătorii chemați primesc același preț: cel cerut de ultimul intrat. În România, acesta e de obicei gazul, dar nu întotdeauna: în anumite ore poate fi cărbunele de la Oltenia sau energia din import. Când ultimul chemat e gazul, prețul gazului devine prețul întregii energii tranzacționate în acel interval, inclusiv al celei produse de o turbină eoliană cu cost minimal.
Prima întrebare firească: de ce nu decuplăm electricitatea de gaz?
Nu o facem pentru că regula asta, cu tot cu defectul ei aparent, dă semnalul esențial investitorilor. Cine produce sub prețul pieței face profit, deci merită să investești în surse mai ieftine decât cele existente. Exact acest mecanism a adus în ultimul deceniu o explozie de capacitate regenerabilă în Europa și a împins costul energiei curate atât de jos.
Dacă schimbi regula și plătești fiecare producător doar „cât costă” el, apar două probleme. Prima: cine mai are motiv să investească eficient, dacă profitul e plafonat administrativ? A doua, mai practică: cine decide, obiectiv, care e costul real al fiecărui producător? O centrală amortizată de peste 30 de ani și un parc eolian nou finanțat cu credite au structuri de cost complet diferite, iar un reglementator care ar trebui să le stabilească pe fiecare ar deschide o cutie a Pandorei de contestații și influențe.
Reforma pieței europene de energie, adoptată în 2024 după criza din 2022, a ales un compromis: nu schimbă piața zilnică, ci pune peste ea contractele pe termen lung. Contractele pentru diferență (CfD) stabilizează veniturile producătorilor și returnează statului ce depășește un preț de referință, bani care pot fi redirecționați către consumatori. Contractele bilaterale (PPA) permit unui consumator industrial sau unui furnizor să-și fixeze prețul direct cu un producător, pe ani de zile. Niciunul dintre aceste instrumente nu e nou, dar reforma le-a făcut să devină esențiale. Ele pot proteja factura de fluctuațiile de preț ale gazului fără să blocheze motivația necesară pentru investiții suplimentare.
A doua întrebare: de ce nu plătim fiecare producător exact cât a cerut?
Sistemul se numește pay-as-bid și pare, la prima vedere, mai corect. Problema este că schimbă comportamentul celor care licitează. Astăzi, un producător regenerabil oferă energia la costul lui real, pentru că știe că oricum va fi plătit la prețul de închidere al pieței. Nu are niciun motiv să facă altceva. În clipa în care ar ști că primește exact cât cere, ar învăța rapid să nu mai ceară costul lui, ci cât crede că poate suporta piața, adică o estimare a prețului gazului din ora respectivă.
Rezultatul, confirmat de teoria economică și de experiența piețelor care au încercat, e că prețul mediu nu scade decât la început, apoi crește. În schimb, se pierde ceva valoros: informația reală despre cât costă fiecare sursă de energie, pe care astăzi o citim direct din curba de ofertă. Și mai apare un efect nedorit: jucătorii mari, cu echipe de trading și modele sofisticate care pot „citi” piața, câștigă în fața celor mici, care ar licita mai prost și ar pierde bani.
Ce ar fi, de fapt, de făcut
Concluzia este că regulile pieței de energie par să fie contraintuitive pentru că rezolvă o problemă mai profundă decât „cine plătește cât”. Ele răspund la dilema „cum construim, pe termen lung, un sistem mai ieftin?”.
Soluția nu este o regulă nouă de piață de fiecare dată când apare o criză sau avem un ciclu electoral. Ci mai multă capacitate ieftină, eolian, solar, stocare, care să reducă numărul de ore în care gazul este chemat să închidă piața. Și contractele pe termen lung, care protejează consumatorul de volatilitatea prețului.
Tocmai de aceea nu există o soluție rapidă. O capacitate nouă înseamnă ani de autorizare, de racordare la rețea, de construcție. Un cadru funcțional de CfD-uri și PPA-uri înseamnă legislație, licitații, contracte semnate și respectate pe 10–15 ani. Niciuna dintre acestea nu se rezolvă cu o ordonanță. Dar toate sunt lucruri care, făcute constant, în aceeași direcție, dau rezultate. Ce nu dă rezultate e să schimbăm regula jocului la fiecare criză de preț.
George Agafiței conduce departamentul de Afaceri Instituționale și Reglementări al PPC România, după ce anterior a ocupat în cadrul companiei funcția de Director Afaceri Instituționale și Sustenabilitate (octombrie 2023 – octombrie 2024).
Și-a început cariera în domeniul privat, iar în ultimii 11 ani a activat în sectorul public. În Guvernul României a fost, începând din 2016, Consilier Personal al Viceprim-ministrului și Ministrului Economiei, Consilier al Ministrului Apărării Naționale, dar și Consilier de Stat pentru sectorul economic și energetic în cadrul Cancelariei Prim-ministrului.
George Agafiței a absolvit Facultatea de Comunicare și Relații Publice din cadrul SNSPA, urmând apoi un masterat al Facultății de Limbi și Literaturi Străine la Universitatea din București. Și-a completat formarea prin numeroase cursuri care i-au adus certificări în arii variate de activitate.
