Pe măsură ce energia solară și eoliană creasc în cotele de piață, piețele de energie electrică vor trebui să se schimbe.

          Filosoful și matematicianul britanic Alfred North Whitehead a scris la un moment dat “progresele fundamentale au de-a face cu reinterpretarea ideilor de bază.”

          Dacă tendințele recente sunt un indiciu, o astfel de reevaluare este iminentă, dacă nu este deja în curs de desfășurare pe mai multe piețe de energie electrică din întreaga lume, un proces care ar putea avea implicații mari pentru cel mai important sector intensiv din lume.

          Două procese conduc această schimbare: primul, mișcarea spre piețe mai competitive de energie electrică; și al doilea, creșterea surselor regenerabile de energie și anume eoliană și solară.

          În timp ce aceste două procese s-au desfășurat în paralel de-a lungul ultimelor decenii, există semne că o convergență poate fi în curs de desfășurare. De la piețele de capacitate la stocarea de energie, sistemele de energie electrică deja încep să dea semne de schimbare; cu toate acestea, cele mai fundamentale schimbări ar putea fi necesare în proiectul de bază al piețelor de energie electrică în sine.

          Teorie

          Datorită faptului că tehnologiile de energie regenerabilă, cum ar fi energia solară și eoliană nu prezinta costuri marginale, acestea reprezintă o abatere semnificativă de la centralele electrice pe bază de combustibili fosili. Ca urmare, atunci când parcurile eoliene și centrale solare sunt situate în piețele liberalizate, acestea licitează de obicei in mijlocul pietei de valori la zero (uneori mai puțin); această strategie este asigurată de faptul că energia electrică se achiziționează ori de câte ori bate vântul sau străluceşte soarele.

          Una din consecințele acestui fapt este că ca ponderea energiei electrice din surse regenerabile cu costul marginal zero, creşte în combinația de ansamblu, sursele de energie regenerabilă împing, de fapt, influenteaza focusarea pe piata de valori ,ducand la scadere, fata de centralele ce prezentau potential ridicat pe termen scurt, acestea ne mai putand acoperi cererile actuale.

          În absența unor acorduri clare de cumpărare de energie (PPA), contractele bilaterale, sau tarifele feed-in, acest lucru implică riscuri semnificative pentru investitori. Până în prezent, cea mai mare capacitate de energie regenerabilă din lume a fost finanțată cu unul din aceste trei mecanisme și, prin urmare, a rămas în mare măsură la adăpost faţă de fluctuațiile pieței. Și totuși, un moment de gândire va dezvălui rapid că într-o piață liberalizată, de cum tehnologiile RE încep să reprezinte o parte importantă a pieței, producătorii RE vor începe să submineze propriile lor venituri.

          Acesta este un punct de vedere de multe ori doar vag apreciat de către economiști și autoritățile de reglementare, care sunt înclinați să se concentreze asupra modului în care piețele de energie electrică ar trebui să funcționeze în teorie, mai degrabă decât modul în care acestea funcționează în practică.

          Practica

          Pentru a da un exemplu, ne gândim la Germania. Datorită tarifelor feed-in care garantează un preț minim (ce echivalează, de fapt, cu un PPA), Germania a cunoscut o creştere a dezvoltării energiei regenerabile încă de la începutul anilor 2000. Consecințele acestui cost marginal pentru energie  au fost clare: prețurile energiei electrice, în timpul verii, de pe piaţa de vârf din Germania sunt de multe ori mai mici in timpul zilei decat sunt spre seară, după cum afluxul mare de energie solară (aproximativ 32 GW din T4 : 2012) intră în reţea. (Același lucru s-a petrecut cu puterea eoliană în nordul țării).

          Tabel

          Figura 1: Profilul aprovizionării cu energie electrică în Germania, 21-27 mai 2012

          Sursa: Fraunhofer ISE, EEX

            În timpul săptămânii din 21 mai 2012, PV solare au produs peste 1.1TWh de energie electrică, reprezentând aproximativ 18 la sută din totalul cererii de energie electrică în Germania, pe aceeași perioadă, și furnizarea de aproape 50 la sută din cererea de energie electrică instantanee în timpul anumitor ore ale zilei.

            În timp ce producătorii sunt plătiţi prin intermediul tarifelor feed-in pe 20 de ani, energia electrică pe care o produc este acum vândută, în cea mai mare parte, pe piata de capital, comercializată de către operatorul de sistem. Normal că acest lucru are un impact profund asupra prețurilor pe piață la fața locului, atât în ​​interiorul cât și în afara granițelor Germaniei, datorită interconexiunilor rețelei europene.

            Graficul de mai jos oferă o imagine a evoluției prețurilor și dinamica de aprovizionare într-o zi normal de vară, în Germania.

            Tabel – Figura 2: Profilul furnizării de energie electrică și preturile de piata pe obiect

Sursa: Photon GmbH 2012

          După cum se poate observa pe axa dreaptă, piata dedicate a scazut la 20 €/MWh  (27 $/MWh) în mijlocul zilei, când soarele strălucea.

          Implicațiile acestui fapt sunt profunde: dacă piața germană ar fi, cu adevărat, complet liberalizată (de exemplu, în cazul în care nu ar mai fi PPA-uri pe termen lung sau tarife feed-in), acest lucru ar avea consecințe chinuitoare pentru producătorii de energie din surse regenerabile – ar deveni efectiv victime ale propriului lor succes. Proiectele RE ar trage, în mod colectiv, în jos prețurile la energia electrică, iar în acest proces, s-ar impinge, din neatenție, ei înșiși mai jos de necesitatile datorate service-ului și în insolvență.

          În absența unui cadru politic de susținere, această “reţea negativă de externalitate” ar duce piața RE în impas și ar face aproape imposibilă obținerea de finanțare pentru proiectele de energie electrică, indiferent dacă sunt pe bază de fosili sau de surse regenerabile. Pe termen lung, ar fi aproape imposibilă tranziția către piețele de energie electrică cu mari penetrații de energie din surse regenerabile, cum ar fi energia solară și eoliană (care rămâne obiectivul în Germania și în multe alte jurisdicții din întreaga lume).

           Absența unui astfel de cadru pentru centralele pe bază de fosili i-a determinat, deja, pe mulți din industrie să insiste pentru o anumită formă de sprijin financiar pentru instalațiile de gaze naturale, pe măsură ce tot mai mulţi îşi dau seama că proiectele, pur și simplu, nu sunt rentabile fără ele. O dezbatere similară are loc în Marea Britanie, datorită ultimelor încercări de a crea prețuri de sprijin pentru forme de generare nucleare și de alte tipuri.

          Acest fapt indică o tensiune mai profundă în cadrul dezbaterilor actuale despre viitorul piețelor de energie electrică: investițiile în activele de producție pe piețele liberalizate necesită o anumită formă de susținere a prețurilor pentru a oferi certitudinea veniturilor necesare. În caz contrar, investițiile sunt susceptibile de a se evapora la un impas, în primul rând din cauza intensității ridicate de capital a sectorului.

           Astfel liberalizarea, în curs de desfășurare în multe jurisdicții, poate avea consecințe nedorite: prin încheierea, în mare parte, a unor contracte pe termen lung, au început să submineze condițiile de bază necesare pentru a se asigura că investițiile în activele de producție de energie electrică sunt susținute.

          Grăitor, lipsa de contracte pe termen lung, în țări precum Chile, este ceea ce a împiedicat să se vadă practic orice investiție în energia regenerabilă în ultimele decenii, în ciuda faptului că este binecuvântată cu unele dintre cele mai bune resurse regenerabile de energie din lume: condițiile geografice sunt prezente, dar cele instituționale nu sunt.

Soluţii?

          Încercările curente de a rezolva această problemă pentru centralele electrice conventionale sunt axate în primul rând pe dezvoltarea capacităţii piețelor, așa cum s-a procedat și în anumite piețe, cum ar fi regiunea PJM din nord-estul SUA. În timp ce această soluție poate ajuta la îmbunătățirea fiabilităţii, este cel mult o soluție parțială. În forma sa actuală, nu există, în prezent, soluţii credibile pe termen lung, pentru încorporarea în proporții mari a energiei din surse regenerabile în piețele de energie electrică existente.

           Astfel, un nou design de piaţă pentru sistemul de electricitate este posibil să fie necesar în deceniile următoare. Aşa cum a sugerat Whitehead, acest lucru este de natură să solicite o reconsiderare fundamentală a unor idei de bază, inclusiv idei despre reţeaua de paritate, despre rolul și funcția piețelor la fața locului, precum și cu privire la rolul pe care semnalele prețurilor ar trebui să-l joace în furnizarea, cererea și alocarea acestei resurse esențială.

           În cele din urmă, este important să subliniem faptul că aceasta nu este (sau cel puțin, nu ar trebui să fie) o dezbatere ideologică despre piata libera vs piețele de reglementare: este, în esenţă, o dezbatere despre instituții și despre cel mai bun mod de a susţine fluxul de capital în unul din cele mai critice sectoare ale lumii.

           Toby D. Couture, MA, MSc. este Director al Energiei Regenerabile la IFOK GmbH din Berlin.

           Dr. David Jacobs este un asociat de cercetare la Institutul pentru Studii Avansate de durabilitate în Potsdam și lector la Universitatea Freie din Berlin