Guvernul pregătește un nou Mecanism de Achiziție Centralizată a Energiei Electrice (MACE), prin care producătorii cu o putere instalată de cel puțin 5 MW ar fi obligați să vândă energia prin OPCOM, la prețuri stabilite de stat, cu excepțiile prevăzute în proiect. Potrivit unui proiect de ordonanță de urgență, mecanismul ar urma să se aplice între 1 decembrie 2026 și 31 martie 2027.
OPCOM ar cumpăra energia la prețuri administrative, diferențiate în funcție de tehnologia de producție, și ar revinde-o furnizorilor și operatorilor de rețea. Intervenția vine în timp ce România încearcă să atragă miliarde de euro în noi capacități de producție și stocare și riscă să repete efectele mecanismului MACEE, aplicat din 2023, când lichiditatea pieței angro a scăzut puternic. Pentru investitori și pentru băncile care finanțează proiectele energetice, proiectul readuce incertitudinea privind stabilitatea regulilor.
Practic, statul scoate din nou o parte din producția internă din mecanismele concurențiale de tranzacționare, într-un moment în care piața are nevoie de contracte pe termen lung și de reguli stabile pentru finanțarea investițiilor.
Precedentul din 2023: intervenția statului a afectat lichiditatea pieței
România a mai aplicat un mecanism similar, MACEE, începând din 2023, iar consecințele asupra tranzacționării energiei au fost semnificative.
În februarie 2023, pe piețele centralizate de contracte bilaterale PCCB-LE-flex, PCCB-NC și PC-OTC administrate de OPCOM nu s-a încheiat niciun contract nou. Ulterior, ANRE a constatat în raportul anual pentru 2024 o scădere puternică a activității pe piețele centralizate de contracte, determinată în principal de obligația producătorilor de a vinde prin MACEE 80% din energia disponibilă.
Restrângerea cantităților oferite pe piața liberă a afectat posibilitatea încheierii contractelor pe termen lung și a redus lichiditatea necesară formării unor prețuri de referință.
Noul proiect readuce aceeași problemă: producția internă este direcționată către un mecanism administrativ, în timp ce participanții la piață trebuie să își acopere restul necesarului în condiții concurențiale.
Producătorii regenerabili riscă să fie obligați să livreze energie în bandă
Una dintre cele mai grave probleme ale proiectului privește centralele fotovoltaice și eoliene care ar urma să fie incluse în mecanism.
Metodologia prevede repartizarea uniformă a energiei contractate pe toate intervalele de 15 minute, indiferent de profilul real al producției.
Un parc fotovoltaic nu produce noaptea, iar unul eolian nu poate garanta aceeași cantitate de energie în fiecare interval. Cu toate acestea, producătorii incluși în MACE ar trebui să își respecte obligațiile ferme de livrare.
În lipsa producției proprii, aceștia ar putea fi obligați să cumpere energie din piață, inclusiv la prețuri ridicate, pentru a o livra la prețul administrativ.
Astfel, un mecanism prezentat ca soluție pentru reducerea costurilor poate obliga producătorii regenerabili să cumpere scump energia pe care trebuie să o vândă ieftin.
În plus, proiectul prevede utilizarea valorii mai mari dintre prognoza producătorului și cea a Transelectrica pentru validarea cantităților, ceea ce poate amplifica riscul comercial al centralelor dependente de condițiile meteorologice.
MACE poate afecta și bateriile integrate în parcurile regenerabile, deși România are nevoie urgentă de stocare
Noua intervenție poate afecta și instalațiile de stocare integrate în parcurile fotovoltaice și eoliene, în cazul în care producătorii respectivi sunt obligați să participe la MACE.
Pentru aceste proiecte, obligația de livrare în bandă poate schimba fundamental modul de utilizare a bateriilor. Energia stocată ar putea fi folosită pentru acoperirea obligațiilor administrative de livrare, în loc să fie valorificată în intervalele în care sistemul energetic are cea mai mare nevoie de flexibilitate.
Mai mult, proiectul nu stabilește un tratament distinct pentru energia descărcată din bateriile asociate capacităților de producție, ceea ce poate afecta veniturile și rentabilitatea investițiilor în proiecte hibride.
România are nevoie de capacități de stocare pentru integrarea producției regenerabile, reducerea dezechilibrelor și gestionarea diferențelor tot mai mari dintre orele cu producție excedentară și cele cu deficit de energie.
În loc să stimuleze dezvoltarea acestor investiții, noul mecanism riscă să introducă obligații comerciale care reduc flexibilitatea bateriilor și complică finanțarea proiectelor.
Hidroelectrica și Nuclearelectrica: ce energie mai rămâne disponibilă pentru MACE?
O altă problemă privește producătorii mari, precum Hidroelectrica și Nuclearelectrica, care au încheiat deja contracte pentru livrări viitoare.
În cazul Hidroelectrica, situația este și mai complexă. Compania nu este doar unul dintre cei mai mari producători de energie electrică din România, ci și un furnizor important pentru clienții casnici și industriali, cărora le-a contractat deja cantități de energie pentru perioade viitoare.
Prin urmare, energia produsă de Hidroelectrica trebuie să acopere atât obligațiile din contractele angro existente, cât și consumul portofoliului propriu de furnizare.
Proiectul MACE prevede declararea cantităților deja contractate la vânzare, care sunt luate în considerare la calculul energiei disponibile pentru mecanism. Nu este însă suficient de clar cum vor fi tratate toate obligațiile aferente activității de furnizare, în special în cazul companiilor integrate.
Dacă sunt respectate contractele existente și necesarul pentru portofoliul propriu de clienți, cantitățile disponibile pentru MACE ar putea fi mult mai mici decât producția totală a companiei.
În schimb, dacă mecanismul ar afecta energia necesară onorării contractelor deja încheiate cu consumatorii, consecințele ar putea fi importante atât pentru companie, cât și pentru clienții săi.
În lipsa unei evaluări a energiei deja contractate, rămâne neclar ce volume vor putea fi alocate efectiv prin MACE și în ce măsură mecanismul își poate atinge obiectivele.
Importurile rămân libere, în timp ce producția internă este administrată
Energia direcționată către MACE nu va mai fi disponibilă pentru tranzacționare liberă, ceea ce poate reduce din nou lichiditatea pieței angro și oportunitățile de contractare pe termen lung.
În schimb, importurile nu sunt restricționate de proiect. Furnizorii vor putea continua să cumpere energie din Bulgaria, Ungaria și alte piețe europene, la prețuri concurențiale.
Se creează astfel un tratament diferit între producția internă supusă prețurilor administrative și energia importată, care rămâne tranzacționată liber.
Mai mult, proiectul nu clarifică suficient tratamentul eventualelor excedente rezultate din diferențele dintre cantitățile alocate furnizorilor și consumul efectiv. Într-o piață europeană interconectată, există riscul ca o parte din avantajul energiei achiziționate la preț administrativ să fie valorificat indirect pe piețele vecine, fără să se reflecte în facturile consumatorilor români.
Băncile finanțează investiții pe 15–20 de ani. Statul schimbă regulile pentru patru luni
Dincolo de efectele imediate asupra tranzacționării, noul MACE ridică o problemă de încredere pentru sistemul bancar și investitorii care finanțează proiectele energetice.
Centralele fotovoltaice, eoliene și instalațiile de stocare sunt dezvoltate cu investiții importante, finanțate frecvent prin credite pe termen lung. Băncile analizează veniturile estimate, contractele de vânzare a energiei, riscurile de piață și stabilitatea cadrului legislativ înainte de a aproba finanțarea.
Contractele PPA și celelalte acorduri comerciale pe termen lung sunt esențiale pentru bancabilitatea proiectelor. Ele oferă predictibilitate asupra veniturilor și permit investitorilor să demonstreze capacitatea de rambursare a creditelor.
Introducerea unui mecanism administrativ care modifică obligațiile de vânzare și prețurile de comercializare poate afecta aceste calcule. Pentru bănci, riscul nu se limitează la cele patru luni în care MACE ar urma să funcționeze, ci include posibilitatea ca intervențiile să fie repetate.
O bancă nu finanțează o centrală pentru un singur sezon rece, ci pentru o perioadă de 15–20 de ani. Dacă regulile de comercializare pot fi schimbate prin ordonanțe succesive, riscul de reglementare crește, iar proiectele pot deveni mai greu de finanțat sau pot suporta costuri mai mari ale capitalului.
Cine câștigă și cine plătește pentru o nouă intervenție?
Principalul argument pentru reintroducerea MACE este reducerea costurilor de achiziție ale furnizorilor și, indirect, a facturilor consumatorilor.
Dar proiectul nu demonstrează că această reducere se va produce. Rezultatul depinde de cantitățile disponibile, de prețurile administrative și de costurile energiei cumpărate din celelalte piețe.
În schimb, riscurile sunt evidente: reducerea lichidității, limitarea libertății comerciale a producătorilor, posibile costuri suplimentare pentru centralele obligate să livreze în bandă și incertitudini pentru investițiile în producție și stocare.
Experiența din 2023 ar trebui să fie un avertisment. Statul a mai retras volume importante din piața concurențială, iar lichiditatea și contractarea pe termen lung au avut de suferit.
România încearcă să convingă investitorii și băncile să finanțeze noi capacități energetice, dar revine la mecanisme administrative care pun sub semnul întrebării stabilitatea regulilor de piață. Guvernul poate impune prețuri prin ordonanță, însă nu poate impune nici încrederea sistemului bancar, nici finanțarea proiectelor și nici reducerea facturilor.
