Ministerul Energiei a publicat pe pagina proprie de internet Raportul consolidat al etapei de analiză calitativă din procesul de elaborare a Strategiei Energetice a României 2016 – 2030, cu perspectiva anului 2050, potrivit unui comunicat al instituţiei. În Raportul, gazul natural este identificat ca potențial înlocuitor al cărbunelui în mixul de energie electrică, pe termen mediu și lung, mai ales că gazoductul BRUA va trece aproape de cele mai mari termocentrale pe cărbune. De asemenea, se discută despre un preţ minim practicat de furnizori, precum şi despre dezvoltarea consumatorilor dispecerizabili și a proiectelor virtual power plant.
Structura raportului este definită de cele cinci teme de dezbatere ale sesiunilor de lucru organizate de Ministerul Energiei, în cadrul procesului de elaborare a Strategiei, în perioada 9 martie – 14 aprilie 2016. La aceste sesiuni au participat aproape 300 de specialişti din mediul academic, ai asociaţiilor de producători, distribuitori şi consumatori de energie, ai organizaţiilor nonguvernamentale, ai agenţiilor de reglementare, ai Guvernului şi ai Parlamentului României.
„Suntem în grafic în ceea ce priveşte elaborarea Strategiei Energetice Naţionale şi ce mă bucură cel mai mult la acest document este participarea largă a specialiştilor din domeniul energetic. Vreau să subliniez încă o dată că, deşi acest document este coordonat de Ministerul Energiei, el nu ne aparţine nouă, ci întregului domeniu. Am propus elaborarea unei Strategii Energetice la începutul mandatului pentru că avem nevoie cu toţii de linii directoare pentru anii care urmează şi de predictibilitate în politicile publice. Punerea în dezbatere publică a rapoartelor Strategiei Energetice a fost un exerciţiu impresionant pentru o instituţie publică de calibrul Ministerului Energiei şi faptul că am reuşit să implicăm aproape 300 de specialişti în elaborarea Strategiei este deja o performanţă notabilă. Raportul consolidat pe care îl publicăm astăzi este şi el disponibil publicului interesat şi sper că interacţiunea cu societatea civilă să ajute încă o dată la rafinarea ipotezelor finale”, a declarat ministrul Energiei, Victor Grigorescu.
Documentul se bazează pe minutele sesiunilor de lucru, pe observaţiile, comentariile şi propunerile rezultate din consultarea publică, dar şi pe alte studii şi documente strategice de nivel naţional şi internaţional. Raportul prezintă o armonizare a poziţiilor părţilor interesate, dar nu reprezintă, în acest stadiu, poziţia oficială a Ministerului Energiei, au subliniat reprezentanţii instituţiei.
„Elaborarea Strategiei Energetice a României 2016 – 2030, cu perspectiva anului 2050, a încheiat etapa complexă a analizei calitative, care a reunit circa 250 de specialişti în sesiuni de lucru acoperind marile teme ale energiei. Rapoartele sesiunilor de lucru au trecut prin consultare publică, în urma căreia au fost primite, centralizate şi integrate observaţii şi propuneri ale publicului interesat”, se mai arată în comunicat.
În acest moment, este aproape finalizată etapa de desemnare a consultantului care se va ocupa de modelarea cantitativă a Strategiei. Raportul final al Strategiei Energetice va fi realizat în cea de-a doua parte a lunii septembrie, prin integrarea rezultatelor modelării cantitative în raportul de analiză calitativă. Raportul final al Strategiei Energetice va fi supus dezbaterii publice la sfârşitul lunii septembrie, mai spun reprezentanţii ministerului.
Consorţiul format din EY (fostul Ernst&Young) şi grecii de la E3 Modelling PC a câştigat licitaţia pentru realizarea modelării cantitative a datelor ce va face parte din viitoarea Strategie Energetică.
Ministerul Energiei a primit două oferte pentru realizarea acestei analize, cealaltă venind din partea consorţiului format din Institutul de Studii şi Proiectări Energetice (ISPE), Deloitte şi casa de avocatură Suciu, Popa şi Asociaţii, având drept subcontractor Institutul Naţional de Cercetare şi Dezvoltare în Energie (ICEMENERG). Valoarea contractului este de circa 1,87 milioane de lei, cu TVA.
Investiții substanțiale în noi capacități de producție, dar şi subvenţii
Cea mai mare parte a capacităților de producție pe bază de combustibili convenționali se va închide în perioada acoperită de strategie, se arată în Raportul consolidat. Sunt necesare investiții substanțiale în noi capacități de producție, moderne, flexibile, eficiente și nepoluante, care să garanteze securitatea aprovizionării la cost minim, cu îndeplinirea țintelor de mediu. Modelarea cantitativă va oferi indicații cu privire la tipurile principale de capacități ce vor fi construite în România în următorii 15 ani și chiar până în anul 2050. Este anticipat un grad ridicat de competitivitate a gazului natural, cel puțin în comparație cu unitățile de producție în bandă pe bază de cărbune.
Tehnologiile de producere a energiei electrice în multe din centralele pe bază de cărbune și gaz natural din România sunt la nivelul anilor 1960-1970. După mai bine de 30-40 de ani de utilizare, trebuie construite noi capacităţi, care să le înlocuiască treptat, dar în ritm susținut, pe cele retrase. Pe fondul transformărilor rapide și profunde parcurse de sectorul electroenergetic la nivel global și al incertitudinilor create de semnalul de preț pe piața de energie electrică, există riscul ca investițiile să nu fie realizate în timp util, prelungindu-se durata de viață a unităților vechi, poluante și ineficiente. Astfel, chiar și dezvoltarea capacităților convenționale de generare ar putea necesita mecanisme de ajutor de stat: bonusuri de cogenerare, certificate verzi sau contracte pentru diferență, în măsura în care aplicarea acestora va fi justificată pe termen lung, la nivel european, din punct de vedere socio-economic, se mai arată în Raport.
Acesta menţioneaz că, în situația în care condițiile de piață descurajează investitorii de la a investi în capacități noi, cu impact asupra securității aprovizionării, se poate justifica o intervenție a statului prin mecanisme precum crearea unei piețe de capacitate, pentru a asigura funcționarea temporară a grupurilor pe bază de cărbune din rațiuni de securitate energetică. Este, însă, important ca orice mecanism de sprijin pentru surse neregenerabile de energie să fie construit în jurul imperativelor de adecvanță și de siguranță în funcționare a SEN, fără a favoriza anumite unități de producție, din considerente diferite.
Construcția a două noi unități la CNE Cernavodă, cu producție în bandă, va restrânge substanțial numărul de ore de operare al unităților pe bază de cărbune și gaz natural și va mări cererea de flexibilitate, pentru a adapta producția la curba de sarcină și la producția intermitentă din SRE. Din acest motiv, pentru a asigura un nivel ridicat al adecvanței SEN, investiția în noi capacități nucleare ar trebui sincronizată cu retragerea capacităților ineficiente pe bază de cărbune și, în măsura necesităților, înlocuirea lor cu unități ce pot funcționa la vârful curbei de sarcină.
Raportul arată că, în România, puterea instalată brută este de 24.632 MW, în timp ce puterea disponibilă brută este de numai 21.243 MW. “Astfel, capacitățile pe bază de cărbune și gaz natural reprezintă 49% din puterea instalată brută (12.000 MW), însă numai 43% din puterea disponibilă brută (9.000 MW) și realizează 40% din producția anuală de energie electrică. Capacitatea maximă instantanee utilizată în unități pe bază de cărbune și hidrocarburi, pentru perioada noiembrie 2007 – iunie 2016 (pentru care există date publice disponibile), a fost de 6.930 MW. Acest lucru sugerează că aproximativ 1.000 MW din capacitatea disponibilă instalată pe bază de cărbune și 1.000 MW din cea pe bază de gaz natural (adică încă 2.000 MW din cei 9.000 MW disponibili) ar putea fi retrași fără a afecta în mod semnificativ operarea SEN. Capacități noi, eficiente, ar putea fi, însă, necesare în anumite centrale, în locul celor retrase”, se mai arată în Raport.
Probleme la accesul în reţea
În Raport se menţionează că este de așteptat o creștere a capacităților fotovoltaice instalate la nivelul consumului individual, ceea ce va acutiza pe termen scurt și mediu problema reglementării echitabile și eficiente a accesului la rețea. Astfel, ponderea crescândă a capacităților instalate în centrale electrice eoliene și fotovoltaice, cu generare intermitentă și profil stocastic, ridică problema adecvanței Sistemului Electroenergetic Naţional (SEN) și a schimbării paradigmei de funcționare a piețelor de energie electrică. Adecvanţa reprezintă capacitatea SEN de a satisface în permanenţă cererile de putere şi energie ale consumatorilor, luând în considerare ieşirile din funcţiune ale elementelor sistemului, atât cele programate cât şi cele rezonabil de aşteptat a se produce neprogramat. Pe de altă parte, pe termen lung, creșterea producţiei descentralizate de energie electrică ar putea duce la un grad sporit de reziliență pentru consumatorii finali, prin reorganizarea întregului sistem de transport şi distribuție, în condiţiile apariţiei consumatorilor activi (prosumatori) şi a răspândirii capacităților de stocare. Rezilienţa reprezintă capacitatea sistemului energetic de a face față schimbărilor, întreruperilor și stopării furnizării de resurse energetice, precum și abilitatea de a se recupera rapid după întreruperi.
De altfel, cu privire la serviciile energetice de sistem, Raportul arată că trebuie luate în considerare, ca direcţii strategice, dezvoltarea consumatorilor dispecerizabili și a proiectelor virtual power plant, respectiv posibilitatea ca piaţa să fie echilibrată la intervale de 15 minute.
În ceea ce priveşte elaborarea și implementarea schemelor de sprijin pentru energii regenerabile, Raportul menţionează că acestea necesită realism economic, inclusiv cu privire la evoluția tehnologiilor, luând în considerare competitivitatea internațională a consumatorilor industriali și accesibilitatea prețurilor pentru consumatorii casnici. “Țintele și obiectivele asumate de România trebuie îndeplinite fără a supracompensa producătorii, însă lipsa de stabilitate a schemelor de sprijin sau un nivel prea scăzut al sprijinului poate periclita menținerea unui ritm adecvat al investițiilor”, se arată în Raport.
Mai mult, acesta subliniază că, în anii următori, sursele regenerabile de energie (SRE) ar putea deveni auto-sustenabile din punct de vedere economic. Dacă piața europeană a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră, EU-ETS, va funcționa corespunzător începând cu anul 2019, costul certificatelor CO2 ar putea deveni un semnal suficient pentru investitorii în capacități ce produc energie electrică cu emisii scăzute, înlocuind schemele de sprijin actuale.
Preţ minim la furnizor
Întrucât furnizarea energiei electrice poate constitui un pretext pentru a ajunge la consumator şi a oferi și alte servicii, cadrul de reglementare ar trebui să stabilească și prețul minim pe care un furnizor îl poate oferi, spre exemplu echivalentul prețului mediu spot lunar, fără niciun alt tarif administrativ. Se vor adăuga tarifele de transport și distribuție, costul certificatelor verzi și, eventual, al altor scheme de sprijin, precum și accizele și taxele aferente, se mai arată în Raport.
Pe de altă parte, acesta precizează că piaţa de energie electrică şi piaţa gazului natural au evoluţii similare la nivel european, ceea ce face posibilă integrarea mai puternică a celor două pieţe în România, atât la nivel angro, cât şi cu amănuntul. Pe piaţa angro este necesară corelarea celor două pieţe de energie, pentru a evita ca dezechilibrele din piaţa gazului natural, care se transferă ulterior la cea de energie electrică – și invers – să fie resimțite de consumatorul final. Pentru aceasta, este necesar ca cele două pieţe să atingă un grad de maturizare comparabil, ceea ce presupune armonizarea legislaţiei secundare. Astfel, se impun finalizarea cu celeritate a actualizării codului de rețea al SNTGN, precum și crearea unui punct virtual de tranzacționare (PVT) pentru gazul natural. De asemenea, sunt necesare măsuri pentru creșterea gradului de lichiditate a piețelor de tranzacționare a gazului din România, astfel încât prețul să reflecte cât mai corect condițiile de moment pe piață și să servească la echilibrarea acesteia.
Cadrul fisccal trebuie să încurajeze investiţiile în hidrocarburi
Exploatarea resurselor interne de țiței și gaze naturale la potențialul lor tehnic și economic, cu respectarea standardelor de protecție a mediului și a sistemului climatic, reprezintă o opţiune strategică de bază în cadrul Strategiei Energetice, având în vedere mai multe beneficii anticipate, precum securitate energetică (dependență redusă de importul de gaz natural), beneficii economice (redevențe, taxe și impozite către bugetul de stat, contribuție la creșterea economică, stabilitatea balanței comerciale și un deficit redus al acesteia), beneficii sociale (păstrarea și crearea de locuri de muncă directe (multe dintre ele bine plătite) și indirecte, inclusiv în zone mono-industriale), precum şi atingerea țintelor de decarbonare, prin înlocuirea treptată a cărbunelui cu gaz natural în mixul de energie electrică.
“Dacă România urmărește să-și asigure o proporție cât mai mare a consumului intern de petrol și gaz natural din producție internă, cadrul fiscal trebuie să încurajeze companiile din sector să investească suficient pentru a menține producția la nivelul corespunzător. Mai mult, dacă opțiunea strategică este de a maximiza producția internă de țiței și gaz natural, independent de nivelul consumului intern, atunci politicile fiscale trebuie să fie atractive pe plan internațional, pentru a atrage investiții și a stimula un nivel ridicat de activitate. Nivelul și volatilitatea prețurilor de referință ale țițeiului și ale gazului natural, raportate la costul producției pentru diferite categorii de zăcăminte, reprezintă un factor important în calculele ce definesc tipurile și nivelurile de taxare, respectiv gradul de flexibilitate a acestora”, se mai arată în Raport.
BRUA aproape de complexurile pe cărbune
Traseul BRUA este situat în apropierea grupurilor ce produc energie electrică pe bază de cărbune în cadrul Complexurilor Energetice Oltenia și Hunedoara (Craiova, Ișalnița, Turceni, Rovinari, Paroșeni, Deva). Asigurând aprovizionarea cu gaz natural la presiune corespunzătoare, din surse diverse, atât interne, cât și din import, BRUA ar putea spori atractivitatea platformelor acestor complexuri energetice pentru investiții în centrale moderne, eficiente și flexibile pe bază de gaz natural. “Deși nu oferă o soluție pentru sectorul minier, un astfel de proiect, implementat pe măsura creșterii capacității BRUA și a retragerii grupurilor pe bază de cărbune la sfârșitul duratei de viață și funcționare eficientă, ar avea avantajul de a utiliza capacitatea existentă de injectare a energiei electrice în SEN și ar păstra locuri de muncă din cadrul complexurilor energetice, precum și furnizarea agentului termic în localitățile deservite în prezent”, se mai arată în Raport.
Începând cu anul 2017, vor fi integrate în SNTGN două dintre cele trei gazoducte ale sistemului de tranzit ce traversează Dobrogea, de la Isaccea la Negru Vodă, și care transportă gaz natural din Federația Rusă, via Ucraina, către Bulgaria și Turcia. Asigurarea fluxului bidirecțional în aceste gazoducte conectate la SNTGN crește substanțial capacitatea de interconectare a României cu Ucraina și Bulgaria.
Tot în ceea ce priveşte gazele naturale, Raportul menţionează că este necesară o regândire a rolului depozitelor de înmagazinare subterană, configurate pentru uz sezonier și funcționare în regim reglementat, cu distincția corespunzătoare între stocuri strategice, tehnologice şi multiciclu. Prin creșterea flexibilității operaționale și a capacității de injecție și extracție în vederea acoperirii vârfurilor de consum orare și zilnice, rolul stocării gazului natural în piața concurențială poate crește. Având în vedere prețul scăzut al gazului natural pe piața europeană, coroborat cu costurile ridicate de injecție și extracție din depozite, orice decizie de investiții trebuie bine fundamentată prin studii de fezabilitate.
Necesităţi la energia termică
În vederea aplicării și derulării eficiente a Strategiei Energetice în sectorul energiei termice, se impune elaborarea și implementarea unui pachet legislativ, care să aibă în vedere reglementarea statutului patrimoniului și al instituțiilor destinate operării și administrării serviciilor publice, respectiv definirea acestora ca obiective strategice de interes public și local. În discuțiile din grupul de lucru privind energia termică a apărut necesitatea integrării în cadrul unei singure instituții sau autorități naționale a tuturor activităților de reglementare în domeniul energiei și serviciilor conexe, precum şi înființarea unui secretariat de stat, cu atribuții exclusive de gestionare a serviciilor publice, inclusiv energia termică și încălzirea populației, precum și monitorizarea și coordonarea aplicării Strategiei pe partea de energie termică. De asemenea, s-a desprins necesitatea coordonării la nivel central a monitorizării, controlului, dezvoltării, finanțării și operării sistemelor de alimentare eficientă cu energie termică (ce rămân în proprietatea administrațiilor locale), acestea fiind instrumente politice eficiente de adaptare la modificările climatice, precum şi coordonarea la nivel central a monitorizării, controlului, dezvoltării și finanțării sistemelor de cogenerare industrială, ca instrument adecvat de introducere și dezvoltare a metodelor de creștere a eficienței energetice în sistemele tehnologice. În plus, s-a pus problema integrării autorităților de reglementare în sectorul utilități lor/serviciilor publice (ANRE – Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei, ANRSC – Autoritatea Naţională de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilităţi Publice, AMRSP – Autoritatea de Reglementare a Serviciilor Publice din București) și formarea unui departament special dedicat SACET-urilor, indiferent de tehnologia de producere a energiei termice și de combustibilul utilizat.
Vulnerabilităţi energetice
Raportul notează că printre cele mai importante vulnerabilități interne de securitate energetică cu care se confruntă România în prezent și pentru care trebuie elaborate căi de acțiune prioritare sunt cele ce privesc aspecte esențiale ale SEN, respectiv ale rețelelor de transport și distribuție a gazului natural. Parcul capacităților convenționale de producție a energiei electrice (în unități mari, centralizate, pe bază de combustibili fosili) are, în general, o stare tehnică precară, în special în segmentul companiilor energetice cu capital de stat. De acest fapt se leagă și o supraestimare a puterii instalate și disponibile în cadrul SEN: există o diferență mare între capacitatea brută instalată a centralelor electrice, de aproximativ 24.500 MW, și cei doar aproximativ 14.000 MW disponibili, ce generează marea majoritate a fluxurilor de energie electrică circulate în SEN.
De asemenea, rețelele de transport și distribuție a energiei electrice și a gazului natural, operate în regim de monopol natural, necesită investiții majore pentru a spori eficiența, reduce pierderile și realiza tranziția către conceptul de „rețele inteligente”, prin modernizări și retehnologizări.
Provocarea va fi ca aceste investiții să fie realizate fără a crește mai mult decât strict necesar tarifele de utilizare și, implicit, factura consumatorului final.
În ceea ce privește energia nucleară, două dintre verigile lanțului său integrat – producerea de minereu de uraniu și cea de apă grea – sunt afectate de insolvență. Astfel, în prezent, activitatea de exploatare a minereului de uraniu din România și concentrarea acestuia în materia primă pentru combustibilul nuclear (U2O) în cadrul Companiei Naționale a Uraniului S.A. (CNU) nu este competitivă. Este necesar importul de U20, din surse și pe trasee diversificate, precum și elaborarea unor planuri de investiții pentru exploatarea eficientă a unor noi zăcăminte naționale de minereu de uraniu. În ceea ce privește apa grea, statul român trebuie să găsească soluții instituționale și financiare de stocare și prezervare a calității apei grele pe care o deține în cantități suficiente pentru activitatea pe termen lung a sectorului nuclear în România.
Pentru combustibilul nuclear, dilema ciclului uraniului constă în competitivitatea de termen mediu și lung a activității din cadrul Fabricii de Combustibil Nuclear (FCN) de la Pitești (n.r. – cel mai probabil, este vorba de CNU, nu de FCN), comparativ cu riscul ca prețul de import să fie mai mic. O astfel de situație ar aduce probleme legate de transportul combustibilului de import, respectiv de controlul ciclului nuclear și al expertizei în domeniul nuclear.
Un alt punct de vulnerabilitate internă a securității energetice este problema complexurilor energetice pe bază de lignit și huilă. Având în vedere condițiile internaționale, care vor fi tot mai defavorabile utilizării cărbunelui, pe fondul creșterii anticipate a prețului certificatelor de emisii de CO2, rolul acestuia va scădea în favoarea tehnologiilor cu emisii scăzute de gaze cu efect de seră (GES). În mod inevitabil, pe termen mediu și lung se va reduce ponderea cărbunelui în mixul de energie primară al României. Situația economică și socială asociată acestor complexuri cu capital majoritar de stat trebuie rezolvată prin restructurare și eficientizare a activității, concomitent cu reconversia treptată a zonelor miniere.
În sectorul de producție a țițeiului și gazului natural, România se confruntă cu o rată anuală de declin natural al producției de 10%, iar gradul de epuizare al zăcămintelor aflate în exploatare, cu mijloacele curente, este estimat la aproximativ 90%. În aceste condiții, în lipsa investițiilor în echipamente și tehnologii moderne pentru creșterea suplimentară a gradului de recuperare din zăcăminte, respectiv a dezvoltării unor noi zăcăminte, rezervele certe de hidrocarburi ale României mai pot acoperi o parte notabilă a cererii interne, la rata actuală de producție, doar pentru următorii 15-20 de ani.
Pe fondul actualei prăbușiri a prețului petrolului pe piețele internaționale, este necesar un mediu de reglementare (inclusiv fiscală) care să stimuleze investițiile operatorilor din sectorul de explorare și producție. Altminteri, potențialul încă neexploatat al zonelor de frontieră onshore şi offshore va rămâne nefructificat, posibil pentru totdeauna.
Dezechilibrul dintre cererea și oferta de energie reprezintă, de asemenea, un risc de securitate energetică. În ultimii ani, consumul de energie a fost în scădere, iar capacitatea de producție este prin comparație mare, ceea ce explică dependența redusă de importuri. Totuși, din motivele structurale deja enumerate, este posibil ca producția indigenă de hidrocarburi și cea de energie electrică bazată pe cărbune să se diminueze. Pe de altă parte, este anticipată o creștere a consumului intern de energie – deși România se află pe un trend clar de decuplare a creșterii economice de consumul de energie. Astfel, dependența de importuri poate atinge cote îngrijorătoare. Desigur, o astfel de transformare poate fi gestionată în mod eficient, dar necesită politici energetice de stimulare a investițiilor în infrastructura de interconectare regională, precum și măsuri de integrare a SRE în SEN.
Probleme din cauza legislaţiei şi birocraţiei
Vulnerabilitatea internă cea mai pregnantă ține de problematica guvernanței energetice: de claritatea și stabilitatea legilor și a reglementărilor, de adecvarea și calitatea instituțiilor și de calitatea actului administrativ în sectorul energetic.
Elaborarea și modificarea legislației din sectorul energetic are consecințe majore asupra economiei în ansamblu, dar și asupra securității naționale. În prezent, legislația este adesea modificată în mod conjunctural, fără transparența necesară. Fundamentarea actului legislativ este adesea precară și înconjurată de suspiciuni privind ingerințele unor grupuri de interes, fapt ce subminează încrederea publică în calitatea și în intențiile procesului de legislare.
Inconsecvența instituțională îngreunează elaborarea unei strategii energetice realiste și robuste. Neclaritățile legislative și de reglementare se traduc în slaba capacitate administrativă de implementare. Printre altele, aceste sincope generează o discrepanță între atractivitatea României pe plan extern, ca destinație pentru investiții în sectorul energetic, și posibilitatea investitorilor de a-și realiza în timp rezonabil și fără costuri inutile proiectele de investiții. Circuitul birocratic de obținere a informațiilor, permiselor și autorizațiilor este excesiv de greoi și, uneori, incoerent, se mai arată în Raport.
