Daniela Lulache (foto), directorul general al Societăţii Naţionale Nuclearelectrica (SNN), operatorul Centralei Energonucleare (CNE) Cernavodă, spune, într-un interviu acordat Focus-Energetic.ro, că este extrem de important pentru România să îşi asigure independenţa energetică, având în vedere că geopolitica îţi impune o anumită strategie de protecţie. Pe de altă parte, ea spune că trebuie să ne obişnuim să gândim investiţional, pe termen lung. De asemenea, directorul general anunţă că, începând cu anul 2014, încep procedurile pentru prelungirea duratei de viaţă a Unităţii 1 cu încă 25 de ani.
Conform Danielei Lulache, Nuclearelectrica a vândut, anul trecut, aproape 11 TWh de energie electrică, 5,3 TWh pe piaţa reglementată, iar restul – pe piaţa liberă. SNN a încheiat anul 2013 cu un profit net de 423,4 milioane lei, de 22 ori mai mare faţă de rezultatul net de 18,8 milioane lei din 2012. Deşi majoritatea provocărilor anului 2012 s-au menţinut şi în 2013, profitul net aferent anului 2013 este cel mai mare de la înfiinţarea companiei! În prezent, Nuclearelectrica are credite bancare în sumă de aproape 1,9 miliarde lei (împrumuturi aferente finalizării Unităţii 2). Factorul de capacitate anual brut (GCF) în 2013 pentru Unitatea 1 a fost de 99,40%, iar pentru Unitatea 2 a fost de 89,15%. Factorul de capacitate de la începutul exploatării comerciale până la sfârşitul anului 2013 a fost, pentru U1, de 90,31%, iar pentru U2 – 93,88%. Conform clasamentului COG (Candu Owners Group – centrale de tip CANDU) la sfârşitul lui 2013, CNE Cernavodă a avut rezultate operaţionale foarte bune : U2 este pe locul 3 în lume, iar U1 este pe locul 7.
– Care este stadiul proiectului uităţilor 3 şi 4 de la Cernavodă?
– Se lucrează activ. SNN şi EnergoNuclear (n.r. – compania de proiect pentru Cernavodă 2), se află în plin proces de due diligence, suntem activi în revizuirea şi dezvoltarea proiectului pentru atragerea de investitori. Eforturile noastre sunt direcţionate către atingerea unei rezoluţii anul acesta în ceea ce priveşte Proiectul Unităţilor 3 şi 4.
De altfel, cu câteva zile în urmă, a fost semnat un Act Adiţional, prin care se prelungeşte Scrisoarea de Intenţie semnată de către SNN şi China General Nuclear Power Corporation (CGN) în noiembrie 2013. Este o reconfirmare a interesului părţii chineze faţă de proiectul Unităţilor 3 şi 4, dar şi fezabilităţii tehnice şi economice a proiectului.
– Totuşi, administratorul judiciar al Hidroelectrica, Remus Borza, spune că investiţia la Tarniţa este nerentabilă, costul de producţie fiind nesustenabil, iar piaţa – suprasaturată de energie. În aceste condiţii, se mai poate construi Cernavodă 2?
– Sunt foarte multe motivele – şi la fel de importante -, pentru care proiectul Unităţilor 3 şi 4 de la Cernavodă trebuie realizat. În primul rând, cele de ordin intern: avem capacităţi de producţie care vor trebui înlocuite pe termen mediu, avem unităţi de producţie care vor ieşi din uz, simultan cu necesitatea de a respecta ţintele europene de decarbonizare. Este extrem de important pentru România să îşi asigure independenţa energetică, având în vedere, aşa cum se poate observa în prezent, că geopolitica îţi impune o anumită strategie de protecţie.
Apoi, energia nucleară, în comparaţie cu cea provenită din surse convenţionale, este singura sursă de producţie în bandă, care poate răspunde eficient şi concomitent asigurării furnizării, decarbonizării şi menţinerii unui preţ accesibil pentru consumator. În afara costurilor de capital, care sunt mai mari pentru nuclear decât pentru gaz sau cărbune, costul redus al combustibilului şi integrarea altor costuri, la care se adaugă operarea pe termen lung la un factor de capacitate ridicat, fac din energia nucleară un răspuns sigur şi eficient la nevoile noastre interne.
Intenţia a aproximativ 15 state de a dezvolta producţia de energie nucleară, fie din raţiuni de preţ la consumator, fie pentru a înlocui treptat producţia din combustibili fosili, trebuie să ne ofere nişte răspunsuri legate de necesităţile crescânde de a îndeplini diverse criterii de eficienţă sau standarde de mediu.
Pe de altă parte, trebuie să ne obişnuim să gândim investiţional, pe termen lung. Nu putem judeca şi acţiona în consecinţă, doar pe baza unor date temporare, şi să aşteptăm ca lucrurile să evolueze de la sine, fără să ne implicăm. Am tot făcut asta şi rezultatul nu este pe placul nimănui!
Aşadar, Proiectul Unităţilor 3 şi 4 este un proiect strategic pentru România. Dezvoltarea şi finalizarea acestuia înseamnă şi dezvoltarea pe orizontală, şi crearea de locuri de muncă.
– Dacă Bruxelles-ul acceptă preţul maxim cerut de englezi pentru centrala ce va fi construită de francezi (circa 150 euro/MWh) este posibil ca şi proiectul Cernavodă 2 să redevină atractiv?
– Contractul de Diferenţă, propus de Marea Britanie pentru finalizarea proiectului Hinkley Point C, este un mecanism financiar gândit să permită investiţiile în diferite proiecte energetice, în special în perspectiva necesităţii dezvoltării tehnologiilor neutre pentru atingerea ţintei de decarbonizare.
Este foarte adevărat că investiţiile în nuclear necesită, de ceva vreme, identificarea unor astfel de mecanisme, care să asigure investitorului garanţia recuperării investiţiei. Avem nevoie de investiţii, dar, pe de altă parte, nimeni nu îşi investeşte banii fără să ştie că îşi poate recupera investiţia şi poate avea o marjă minimă de profit.
Contractul de Diferenţă este un mecanism bazat pe date de piaţă, supus riscurilor de piaţă, bazat pe vânzări directe, care să forţeze producătorul să realizeze strike price-ul (n.r. – preţul de executare a unui contract), include reevaluări periodice, pentru a ajusta preţul în cazul în care costurile se dovedesc a fi mai reduse decât cele planificate; aşadar, evită supracompensarea şi este gândit ca un corector al unor disfuncţionalităţi de piaţă.
Sunt numeroase argumentele pentru a da un verdict pro în acest caz, iar un acord al CE cu privire la aplicarea acestui mecanism va crea un precedent puternic pentru realizarea unui mediu echilibrat al investiţiilor, în nuclear, în special, dar şi în alte tehnologii, în general.
– Ce cantitate din producţia estimată pe 2014 este contractată?
– Până în prezent avem încheiate contracte pentru aproximativ 85% din producţia programată pentru acest an. În perioada următoare intenţionăm să lansăm noi oferte de vânzare, pentru semestrul II 2014, dar şi pentru perioade mai lungi.
– Care este preţul mediu obţinut?
– Preţul mediu obţinut la contractele pe piaţa liberă pentru acest an este de 171,23 lei/MWh.
– De ce nu a mai continuat contractul cu ArcelorMittal Galaţi?
– Motivele invocate de ArcelorMittal pentru denunţarea unilaterală a acestui contract au fost urmatoarele: imposibilitatea de a continua achiziţia de energie la preţul stabilit prin contract; piaţa de energie, care oferă, în prezent, preţuri mai mici decât cel prevăzut în contract; preţul energiei livrate la consumator a suferit creşteri ca urmare a majorării taxelor, tarifelor şi costurilor cu certificatele verzi şi bonusul de cogenerare.
(N.R. – Nuclearelectrica şi ArcelorMittal au încheiat contractul pe PCCB în luna februarie 2013. ArcelorMittal a cumpărat 1,8 TWh, la preţul de 181 lei/MWh – care include şi tariful TG – , pentru perioada 5 martie 2013 – 30 septembrie 2014. Pe PCCB, în primele 3 luni ale anului, preţurile au coborât până spre 150 lei/MWh).
– Într-o lume normală, fără Curtea de Conturi şi DNA, aţi fi renegociat contractul cu Sidex?
– Cred că o lume normală are nevoie de instituţii de verificare şi control. Nu putem funcţiona haotic. Problema constă în disfuncţionalităţile din piaţă, iar soluţia în corectarea acestora este crearea unei competiţii reale pentru producători. Un producător în bandă, ca Nuclearelectrica, nu îşi poate ajusta producţia în funcţie de fluctuaţia consumului şi a preţurilor. Acum ne adaptăm strategia de vânzări, dar soluţia constă în tratarea nediscriminatorie a tuturor tehnologiilor neutre în termeni de decarbonizare (n.r. – de exemplu, energiile regenerabile beneficiază de scheme suport).
– Ce înseamnă pentru SNN vânzarea de energie pe piaţa reglementată?
– În acest an, SNN vinde pe piaţa reglementată 3,74 TWh, ceea ce reprezintă 35% din producţia de energie programată la CNE Cernavoda. Preţul reglementat de vânzare este de 145,88 lei/MWh (fără TG). Însă, preţul reglementat nu acoperă toate costurile – inclusiv taxa pe construcţii speciale – legate de producerea energiei electrice. Aceasta va duce la o subvenţionare indirectă de la cumpărătorii din piaţa concurenţială către cumpărătorii din piaţa reglementată (n.r. – reamintim, SNN a acţionat în instanţă Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei – ANRE)
– Care este opinia dvs. în privinţa contractelor bilaterale pe termen lung?
– Prefer contractele adjudecate transparent pe OPCOM. Există această percepţie a contractelor bilaterale păguboase (şi este argumentată parţial), însă cred că managerii companiilor de stat trebuie să dovedească integritate în afaceri în perioada următoare, pentru a putea scăpa de anumite etichete. Mai mult, integritatea în afaceri este o variabilă a performanţei.
În schimb, un contract bilateral negociat avantajos implică o serie de avantaje. Din punct de vedere economic, contractele pe termen lung asigură o predictibilitate a veniturilor pentru vânzător şi a costurilor pentru cumpărător. Nu permit, însă, estimarea oportunităţilor legate de variaţiile preţului pe piaţa spot de energie. Iar, în ultima vreme (circa un an şi jumătate) aceste variaţii au fost foarte mari şi este greu de spus când vom reveni la situaţia în care prognoza de preţ pentru următorii câţiva ani se va dovedi realistă. A intra într-un contract pe termen lung presupune ajungerea la un echilibru între dorinţa de stabilitate şi dorinţa de maximizare a câştigului. Din altă perspectivă, începerea unui proiect de invesţii în energie – unde volumul investiţiei este imens (n.r. – precum Unităţile 3 şi 4 de la Cernavodă), durata de realizare şi perioada de recuperare a capitalului investit sunt întinse – devine, practic, imposibilă fără contracte pe termen lung pentru vânzarea energiei.
– De ce SNN nu s-a înscris pe PC-OTC?
– OTC este mai mult o piaţă a traderilor, iar la OPCOM abia au început tranzacţiile pe acestă piaţă. SNN intenţionează să participe la piaţa OTC şi a început acţiunile necesare în acest scop: pregătirea contractului pe care îl vom folosi pentru tranzacţiile OTC, stabilirea criteriilor pentru includerea cumpărătorilor potenţiali în lista de parteneri eligibili pentru tranzacţii pe piaţa OTC.
– În ce stadiu se află fuziunea Nuclearelectrica – Compania Naţională a Uraniului (CNU)?
– SNN va realiza un studiu tehnico-economic şi juridic privind reorganizarea sectorului de exploatare, prelucrare a minereului de uraniu şi producerea combustibilului nuclear. În funcţie de concluziile studiului se vor decide eventuale măsuri de integrare a celor două companii. Oportunitatea integrării rezidă în menţinerea şi eficientizarea ciclului integral de producţie nucleară, România având un avantaj competitiv net din acest punct de vedere.
– Unitatea 1 a fost dată în folosinţă în 1996, iar Unitatea 2- în 2007. Care este durata de viaţă a celor două reactoare şi când încep reparaţiile capitale? Care sunt paşii ce trebuie urmaţi? Care este valoarea estimată a investiţiilor?
– În conformitate cu datele de proiect, precum şi din experienţa altor centrale nucleare similare de tip CANDU-6, după aproximativ 25-27 ani de exploatare la factori de capacitate în jur de 90%, ar trebui să înceapă reparaţiile capitale. U1 urmează să fie oprită în jurul anilor 2025 – 2026, urmând intrarea într-un proces de extindere a duratei de viaţă pentru încă 25 ani. Durata efectivă a acestei operaţiuni este de circa 1,5 – 2 ani, iar costurile – estimate în jurul a 1 – 1,5 miliarde euro (diferă în funcţie de volumul activităţilor planificate să se realizeze în acea perioadă). Această operaţiune presupune, începând cu anul 2014, implementarea unui proiect complex investiţional, cu o durată de cel puţin zece ani, incluzând studii, analize, evaluări ale stării componentelor, definirea volumului de lucrări, încheierea de contracte pentru proiectare, procurare şi execuţie, asigurarea finanţării necesare etc. Eforturile investiţionale majore vor fi alocate în perioada 2020 – 2025. Pe perioada de execuţie a lucrărilor propriu-zise de extindere a duratei de viaţă, U1 urmează să fie complet oprită, rezultând o reducere cu circa 5,5 TWh a energiei electrice produsă anual de companie.
– Cum arată rezultatele testelor de stres?
– Foarte bune. Conform cerinţelor Consiliului European şi Comisiei Naţionale pentru Controlul Activităţii Nucleare (CNCAN), SNN, împreună cu proiectanţii CNE Cernavodă (AECL – Canada şi ANSALDO – Italia) au alcătuit o echipă formată din cei mai buni experţi, care au evaluat modul de comportare a centralei nucleare în cazul unor evenimente extreme: seism, inundaţii şi combinaţii ale acestora, care depăşesc valorile folosite în bazele de proiectare, pierderea totală a alimentării cu energie electrică şi pierderea totală a ultimei surse de răcire. Raportul de ţară elaborat de specialişti români şi analizat de experţi CNCAN a fost evaluat şi de către experţii Comisiei Europene în cooperare cu reprezentanţi ai autorităţilor de reglementare din alte ţări membre UE, făcând subiectul unei misiuni de evaluare inter-pares („peer-review”), organizată de Comisia Europeană. Concluziile raportului arată că ambele unităţi ale CNE Cernavodă, aşa cum au fost proiectate, întreţinute şi operate, îndeplinesc cerinţele stipulate în proiectul iniţial şi, mai mult, deţin o margine de securitate (rezervă în ceea ce priveşte capabilitatea centralei de a face faţă efectelor generate de accidente severe, care conduc la topirea zonei active a reactorului nuclear) suficient de mare, în cazul tuturor acestor evenimente de nedorit.
– Care sunt investiţiile preconizate de către Nuclearelectrica?
– Programul de dezvoltare al SNN este structurat pe obiective definite în raport cu nevoile sucursalelor de producţie (CNE Cernavodă şi FCN Piteşti) – de a-şi menţine capacităţile de producţie a energiei electrice şi a combustibilului nuclear la nivelul parametrilor de proiect, cu respectarea cerinţelor de securitate nucleară şi protejarea personalului propriu de operare, a mediului şi a populaţiei, astfel încât să răspundă necesităţii de modernizare/retehnologizare a unor sisteme, din considerente de natură economică (reduceri de consumuri specifice, îmbunătăţirea unor parametrii caracteristici proceselor deservite, cu impact pozitiv asupra eficienţei), cât şi din considerente de natură legală – necesitatea implementării unor îmbunătăţiri asociate securităţii nucleare, protecţiei mediului şi securităţii muncii, reprezentând cerinţe imperative venite din partea autorităţilor de reglementare din domeniu.
Pentru perioada 2013 – 2017, SNN are câteva investiţii majore: depozitul intermediar de combustibil ars (care se va realiza etapizat, incluzând, în final, 27 de module de depozitare, cu o capacitate de 12.000 de fascicule pe modul, ce vor asigura stocarea timp de 50 de ani a combustibilului ars rezultat), modernizarea şi extinderea Sistemului de protecţie fizică, atât pentru obiectivele din zonele interioare perimetrului protejat, cât şi pentru cele situate în zonele exterioare acestui perimetru şi de implementare a lucrărilor rezultate în urma efectuaăii studiului privind menţinerea funcţionării instalaţiilor critice în structurile vitale în cazul ameninţărilor în afara bazelor de proiect, şi îmbunătăţirea răspunsului CNE Cernavodă, respectiv a funcţiilor de securitate nucleară în cazul evenimentelor din afara bazelor de proiectare, ca urmare a accidentului nuclear survenit la centrala nucleară Fukushima 1 din Japonia.
– Ce se întâmplă cu depozitele pentru deşeuri nucleare, intermediare şi finale?
– Pentru depozitarea combustibilului ars, bazat pe experienţa internaţională, s-a optat pentru soluţia de stocare uscată a combustibilului în module monolitice din beton. Locaţia de depozitare se află pe amplasamentul CNE Cernavodă, iar transportul combustibilului ars se face pe un drum intern, care permite menţinerea unui sistem de protecţie integrat. Dată fiind valoarea mare a investiţiei, caracterul modular al obiectivului, precum şi faptul că disponibilitatea capacităţii de stocare intermediară este necesară în mod eşalonat, implementarea proiectului este etapizată, iar termenul estimat de finalizare este 2040. În anul 2014 este programat să se finalizeze modulul 7 de tip Macstor 200. Începând cu modulul 8, tipul modulelor se va schimba în Macstor 400 (proiect îmbunătăţit, care implică creşterea capacităţii de stocare), modulul 8 fiind programat să se construiască în 2015 şi modulul 9 în 2016.
În conformitate cu HG 1080/2007, Agenţia Nucleară şi pentru Deşeuri Radioactive (ANDR) este responsabilă cu colectarea contribuţiilor plătite de SNN pentru dezafectarea celor două unităţi pentru durata de viaţă rămasă a acestora. ANDR îşi asumă responsabilitatea pentru gestionarea întregului proces de dezafectare la sfârşitul perioadei de viaţă a celor două unităţi şi pentru depozitarea finala a deşeurilor rezultate. De altfel, Nuclearelectrica plăteşte, anual, contribuţii către ANDR: 0,6 euro/MWh contribuţii pentru dezafectarea fiecărui reactor nuclear, şi 1,4 euro/MWh, contribuţii pentru depozitarea permanentă a deşeurilor radioactive (n.r. – anul trecut, la o producţie de aproape 11 TWh, Nucleraelectrica a plătit circa 22 milioane euro către ANDR).
