În plină criză energetică, cu prețuri enorme la energia electrică și gazele naturale, cu turbulențe atât pe partea de cerere, cât și de ofertă, cu războiul ”la ușă”, dar și cu o legislație care ar putea să fie mult mai clară, reprezentanții autorităților, alături de cei ai companiilor din sector au venit să arate cât sunt de pregătite pentru a trece cu bine iarna ce va veni. Concluzia dezbaterilor din cadrul celei de-a XXXVII-a ediții a Conferințelor FOCUS ENERGETIC, cu tema ”Provocările iernii 2022 – 2023 pentru sistemul energetic național”, este aceea că suntem pregătiţi pentru iarnă. În condiţii de iarnă normală nu există niciun motiv să considerăm că vom avea probleme de securitate în aprovizionarea cu energie a țării. Partenerii evenimentului au fost: Hidroelectrica, OMV Petrom, Transgaz, Alro, Electrica Furnizare, Enel, Engie, E.On, Delgaz, Romgaz, Transelectrica, CE Oltenia, Depogaz și Nuclearelectrica. Partenerii media ai evenimentului au fost: Bursa, InvesTenergy, Energy Center, Financial Intelligence, NewsEnergy și E-nergia.
George Niculescu, secretar de stat în Ministerul Energiei și Președinte al Comandamentului de iarnă, a declarat, în cadrul conferinței FOCUS ENERGETIC, că Ministerul Energiei nu are niciun motiv să considere că la iarnă vor fi probleme cu asigurarea aprovizionării, dacă regimul termic va fi unul normal.
”Este al doilea an de când prezidez comandamentul de iarnă. Am depășit cu bine toate situațiile care au apărut în sezonul rece de anul trecut. Cu toți colegii vom depăși toate situațiile complicate care vor apărea în acest sezon rece. Cu toții am văzut nivelul înalt de profesionalism al colegilor noștri din Comandamentul de iarnă și mă bazez pe echipa de acolo ca să facem față tuturor provocărilor. Anul acesta, spre deosebire de anul trecut, avem un grad foarte mare de umplere a depozitelor de gaze naturale. Am depășit 97%, suntem la 2,97 miliarde mc înmagazinați. Practic începem sezonul rece cu un grad foarte foarte mare de umplere a depozitelor, lucru care ne dă o siguranță în ceea ce privește sezonul rece ce urmează din punct de vedere al aprovizionării cu gaze naturale pentru consumatorii casnici și consumatorii non casnici. Procentul acesta ne ajută să depășim, și cu siguranță fără probleme, o iarnă normală din punct de vedere al temperaturilor. Într-adevăr, suntem și norocoși. Prognoza de astăzi este undeva la 22 de grade și în niciun caz consumul de gaze naturale de astăzi nu va depăși producția. Sunt semne foarte bune pentru sistemul energetic în această perioadă.
De asemenea, pot să vă spun că am reușit o creștere de producție de cărbune, tocmai pentru a compensa nivelul mai scăzut de umplere al lacurilor de acumulare. Știm foarte bine de seceta care s-a instalat în această vară; lipsa precipitațiilor a cauzat un nivel de umplere mai scăzut al lacurilor de acumulare. De aceea s-a mers cu toate fronturile de lucru cât se poate de rapid, pentru a compensa această problemă. Astăzi avem cu aproape 900.000 de tone cărbune de lignit în plus. Stocurile de cărbune sunt ridicate tocmai pentru a compensa această situație.
În general, lucrurile se prezintă bine. Suntem convinși că nu vom avea niciun fel de problemă în ceea ce privește asigurarea consumatorului de gaze naturale în această perioadă.
În ceea ce privește fluxurile de import, nu a fost semnalată niciun fel de problemă. Suntem în contact zilnic pe tot ceea ce înseamnă situații care pot apărea cu operatorii de transport de gaze naturale și de energie electrică (n.r. – Transgaz și Transelectrica). Ținem legătura într-un mod foarte operativ pe un task force pe care îl avem inițiat încă din luna februarie a acestui an. Practic, noi ne-am continuat activitatea de monitorizare a sistemului energetic național, chiar dacă s-a încheiat sezonul rece de anul trecut. Am făcut-o într-un mod mai informal, cu un grup de lucru restrâns, dar zilnic avem acolo situații operative pe care operatorii de transport ni le pun la dispoziție. După cum ați văzut și dumneavoastră, în această perioadă nu au fost probleme”.
Întrebat fiind dacă putem ajuta și Republica Moldova, George Niculescu a răspuns: ”Concluzia este că suntem pregătiți pentru sezonul rece. În condiții de iarnă normală nu avem niciun motiv să considerăm că vom avea vreun fel de probleme în ceea ce privește securitatea în aprovizionare. Iar în ceea ce privește ajutorul pentru Republica Moldova, am făcut lucrul acesta, am acordat o mână de ajutor Republicii Moldova. În cazul în care există disponibilitate, și vom încerca să creăm aceste disponibilități și pentru Republica Moldova, o vom face și în continuare”.
Mircea Man, ANRE: ”Ne așteaptă o iarnă destul de dificilă. mai ales în contextul geopolitic actual”
La rândul său, vicepreședintele Autorității Naționale de Reglementare în Energie (ANRE), Mircea Man, a declarat, în cadrul celei de-a XXXVII-a ediții a Conferințelor FOCUS ENERGETIC, că ne așteaptă o iarnă destul de dificilă, mai ales în contextul geopolitic actual. ”În această săptămână, ANRE a avut discuții intense cu societatea națională de transport Transelectrica și am aprobat planul de dezvoltare. În perioada 2022 – 2031, peste 7,1 miliarde de lei vor fi folosiți în investiții. Tot în această săptămână, am aprobat și planul de dezvoltare al societății naționale de transport gaz, Transgaz, cu o valoare de circa 3,6 miliarde de euro în proiecte de investiții. Din acest punct de vedere, în discuțiile avute cu cei doi operatori strategici ai României, putem spune că sunt pregătiți pentru orice fel de provocare și, de asemenea, subliniez și faptul că, pe o decizie politică, cele două societăți pot să asigure și transporturi de energie electrică și gaz pentru Republica Moldova. Nu am constatat niciun fel de sincopă în cele două societăți care, în perioada următoare, să creeze probleme. Autoritatea, la toate solicitările făcute de Guvernul României, de comisiile de specialitate, răspunde foarte prompt cu expertiza necesară pentru ceea ce suntem solicitați”.
În ceea ce privește decontările către furnizorii de energie și gaze naturale, potrivit legislației în vigoare, Mircea Man a declarat: ” În această perioadă, direcția generală de control are solicitări cam de 5 ori mai mari decât în anii trecuți, strict pe citirea facturilor. Noi am îndemnat, prin vicepreședintele Zoltan Nagy, care se ocupă de zona de piață, în prima fază să se poarte un dialog cu operatorul de furnizare, cu emitentul, și, după aceea, dacă nu s-au înțeles, să se adreseze Autorității. Îi asigurăm că ne preocupă acest lucru și respectăm toate reglementările în vigoare. Îi rugăm pe cei care au probleme să se adreseze Autorității pentru a rezolva aceste lucruri.
În ceea ce privește decontările, suma totală verificată de Autoritate și transmisă spre decontare, în conformitate cu ordonanța 27/2022, este de circa 4,5 miliarde de lei. În ceea ce privește sumele transmise către Ministerul Energiei și către Agenția Națională pentru Plăți și Inspecție Socială, în luna aprilie, și sunt verificate peste 90% din solicitări, suma, pentru energie electrică și gaze naturale, se ridică la 847,128 milioane de lei. De subliniat că este mult mai puțin decât ceea ce am estimat noi ca și valoare. Pentru luna mai s-au verificat 90% din solicitări, iar suma se ridică la 762 milioane de lei. Deci 90% descărcate în decontări. Luna iunie – 928 milioane, 80% descărcate decontări. Luna iulie – 1,404 miliarde de lei, luna august – 601 milioane. În luna august este descărcat doar 65%. Precizăm că decontările se fac în funcție de descărcările pe care operatorii le fac în machetele Autorității. După ce se face o analiză complexă a facturilor pe care le trimit furnizorii, trimitem rezultatele către Ministerul Energiei, care este operatorul principal de credite pentru plată”.
Pe de altă parte, Mircea Man a făcut precizări privind extinderile de rețele de gaze naturale prin Programul Anghel Saligny. ”Programul a stârnit foarte mare interes în rândul primăriilor. Pe foarte mulți primari îi încurcă ghidul de aplicare. Eu i-aș ruga pe toți primarii să se adreseze Autorității, să-i îndrumăm și să le spunem ce au de făcut, pentru că, din păcate, ajung la licitații, la concesionare societăți care sunt autorizate de către Autoritate, dar care, de-a lungul timpului, s-au dovedit că nu își achită obligațiile pe care și le-au asumat prin caietul de sarcini. Ceea ce conduce la situații pe care primăriile nu și le doresc. Pentru că, odată acordați banii respectivi, și sunt fonduri europene, este foarte greu de implementat un asemenea program dacă „începe cu stângul”.
Prin caietul de sarcini au obligația să aibă concesiunea făcută în momentul cererii. Pașii până când se obține concesiunea sunt într-un ordin al Autorității și nu poate fi interpretat după bunul plac al celui care se duce să-și ofere serviciile către o primărie. Încă de la început am putea lămuri aceste lucruri cu primarii care nu beneficiază de expertiza necesară. Am fost președinte de consiliu județean și știu ce se întâmplă în comune în care nu există expertiza necesară pentru a pune condițiile minime necesare în caietul de sarcini”.
Florinela Georgescu: Iarna aceasta se preconizează a fi una obişnuită pentru regimul termic al României
Iarna aceasta se preconizează a fi una obişnuită pentru regimul termic al României, a declarat Florinela Georgescu, director executiv al Şcolii Naţionale de Meteorologie. O iarnă normală în România ”înseamnă cantități de precipitații de 30 – 40 de litri pe metrul pătrat în fiecare dintre luni, fără a se exclude, în niciun caz, posibilitatea apariției episoadelor mai severe, adică episoade în care să fie ninsori abundente, în care să fie temperaturile destul de scăzute”, a precizat Florinela Georgescu.
„Putem vorbi de estimări detaliate pentru noiembrie şi de estimări generale pentru lunile decembrie, ianuarie şi februarie, realizate de mai multe centre internaţionale. Pe parcursul acestei ierni am putea avea o temperatură uşor mai ridicată decât mediile climatologice, cu o jumătate de grad – un grad peste medii. Acest lucru nu oferă o informaţie detaliată, este o medie pe cele trei luni, şi nu putem deduce posibilitatea apariţiei fenomenelor severe, care sunt fireşti în zona ţării noastre. Mai degrabă aş interpreta că trebuie să ne pregătim pentru o iarnă apropiată de normal, ceea ce înseamnă intervale posibile cu temperaturi mai ridicate, cum e perioada de acum, şi nu trebuie să excludem probabilitatea de apariţie a episoadelor de ger, care se încadrează foarte bine într-o posibilă evoluţie firească în zona ţării noastre”, a mai spus Georgescu.
În ceea ce priveşte luna noiembrie, aceasta a început cu temperaturi foarte ridicate pentru această perioadă şi chiar a bifat doborârea unor recorduri. De vineri temperaturile vor scădea şi, spre finalul lunii, nu vor mai depăşi 15 grade.
„Mai îngrijorător este semnalul precipitaţiilor, pentru că a plouat destul de puţin şi nici în următoarele săptămâni nu pare că va fi diferit. La iarnă, ne aşteptăm la un regim normal al precipitaţiilor, adică 30 – 40 de litri pe metru pătrat în fiecare din lunile de iarnă. Este destul de posibil ca stratul cel mai consistent să fie la munte, dar am putea vorbi despre acest strat consistent mai degrabă din ianuarie încolo”, a adăugat meteorologul.
Concluzia Florinelei Georgescu a fost: ”Eu zic că, indiferent de cât de optimiste sunt estimările actuale, este bine să ne pregătim pentru această iarnă normală!”.
Eric Stab, Engie: Trebuie o referință corectă de preț pentru gaze naturale și lichidități pentru furnizori
”Cred că o abordare prudentă trebuie construită pe două scenarii: unul al unei ierni cu temperaturi normale și celălalt al unei ierni mai reci și mai lungi. Până acum am avut noroc și am avut parte de o toamnă călduroasă. Acest lucru a scăzut presiunea pe cererea de gaze, ce ne-a permis să umplem depozitele. Plecăm de la această situație”, a declarat Eric Stab, directorul general al Grupului Engie în România, în cadrul conferinței FOCUS ENERGETIC.
”Voi explica în continuare de ce are nevoie România pentru a trece cu bine de această iarnă. Consumul total al țării este undeva în jur de 110 – 120 de TWh (n.r. – gaze naturale), iar 80 TWh din aceste volume sunt necesari în lunile de iarnă, adică din octombrie și până în martie. Această cerere este acoperită iarna din producția națională internă, în jur de 48 TWh, similar cu anii anteriori, deși cea din onshore a fost în scădere, exploatarea gazelor din Marea Neagră a permis compensarea declinului acesteia. Vestea bună este că avem și circa 31 TWh în depozite, adică 97% din capacitate disponibilă, ceea ce ne situează pe poziția a opta din Uniunea Europeană. Ca o comparație, anul trecut, din octombrie, începusem deja ciclul de extracție. Astfel, depozitele și producția locală pot asigura livrarea de gaze în contextul unei ierni blânde. Această situație este, prin urmare, bună pentru siguranța aprovizionarii, precum și din perspectiva unei presiuni mai mici pe preț.
Problema rămâne dacă avem mai multe zile consecutive de frig în care consumul depășește 55-60 milioane mc de gaze pe zi, situație în care depozitele și producția internă nu pot face față singure cererii, mai ales în vârfurile de consum. În acest caz, va trebui să recurgem la surse suplimentare din piețele regionale. Aici, aduc în atenție că până acum am avut mereu nevoie de aceste surse pentru a face fața cererii de gaze naturale din sezonul rece.
În acest caz, întrebarea este: cum le putem asigura? Și aici cred că este important să avem în vedere mai multe aspecte. Primul este acela că avem un preț de referință pe piața locală angro care să fie competitiv cu cel din țările învecinate. Acest aspect este cu atât mai important cu cât țări precum Bulgaria, Ungaria și Moldova au nivelul de înmagazinare mai scăzut decât cel din țara noastră. Prin urmare, cel mai probabil vor apela la importuri, iar noi trebuie să fim competitivi din punct de vedere al prețului.
Apoi, este nevoie ca traderii să fie stimulați să vândă gazul către România și, în același timp, să avem cât mai multe volume tranzacționate în țară, pentru a avea o referință de preț corectă. Acest lucru nu este garantat în condițiile actuale de marjă de 2%, mai mică decât costurile necesare tranzacționării gazului în România.
Iar al treilea lucru este acela ca furnizorii să dispună de lichiditațiile necesare pentru a cumpăra gazele naturale la prețul din acel moment. Spun asta pentru ca rambursarea sumelor datorate de stat aferente schemei de sprijin este întârziată, iar acest fapt generează presiune pe cash, pe cash-flow și implicit pe siguranța în aprovizionare.
Acestea sunt punctele de atenție pentru actorii din energie.
La nivelul consumatorilor sunt, de asemenea, anumite aspecte care merită să fie luate în considerare. Printre acestea, cele referitoare la reducerea consumului de energie, cu atât mai mult cu cât și noi, la nivel de țară, a trebuit să ne aliniem Uniunii Europene și să punem în practică măsurile pentru reducerea voluntară cu 15% a consumului de gaze naturale. Traversăm o criză energetică și sobrietatea energetică este o responsabilitate pe care o avem cu toții.
Și noi, la Engie, derulăm o campanie de sensibilizare în această direcție. De exemplu, în toate sediile Engie temperatura ambientală este setată la 19 grade; luminile sunt stinse la plecare, iar pe durata verii a fost oprită aclimatizarea. De asemenea, punem la dispoziția clienților un set de reglementări menite să-i ajute să-și reducă consumul de energie electrică și de gaze naturale.
Știu că mă repet, dar cred cu tărie că, într-un domeniu în care nu putem controla foarte multe lucruri, ceea ce putem controla este consumul, iar cea mai ieftină energie este cea pe care nu o consumăm”.
Pe de altă parte, Eric Stab a precizat că Engie este furnizor de ultimă instanță în luna decembrie. ”Din luna septembrie 2022 a fost introdus principiul de rotații lunare a furnizorilor care trebuie să asigure FUI pentru clienții finali. Engie România a fost furnizor de ultimă instanță toată iarna trecută, când am preluat aproape 100.000 de de clienți casnici care au rămas fără furnizor. Situația este diferită anul acesta, în sensul în care constatăm cu îngrijorare că sunt clienți non-casnici care nu au reușit să-și găsească furnizor și, prin urmare, facem scenarii cu privire la volumele necesare pentru aprovizionarea acestora”.
În ceea ce privește fluxul de numerar, directorul Engie România a declarat că acesta este o preocupare constantă a ultimelor luni, dată fiind întârzierea la decontare a sumelor aferente schemei de sprijin. ”Am făcut eforturi foarte mari pentru a refinanța această schemă și am recurs la împrumuturi pentru a asigura fluxul de numerar necesar. Acestea fiind spuse, am constatat în ultimul timp o receptivitate din partea autorităților la semnalele de alarmă transmise și o deblocare a anumitor plăți. Totuși, problema rămâne, cu atât mai mult cât, odată cu venirea sezonului sezonului rece, volumele consumate vor fi mai mari și, implicit, și sumele de recuperat. De aceea, orice întâziere privind decontarea acestora poate avea un impact semnificativ asupra sănătății financiare a companiei”.
Întrebat fiind despre contractele de import, Eric Stab a spus că, în acest moment, Engie România nu are un contract de import pe termen lung. ”Importăm gaze, într-adevăr, și, cum am mai menționat, avem nevoie de importuri, dar aceste importuri se fac pe o bază, hai să spunem spot sau pe termen mediu, dar nu avem un contract pe termen lung în acest moment.
Cu privire la procentele de gaze la preț, hai să spunem, modificat de 150 lei/MWh pentru clienții casnici, într-adevăr, acoperim o proporție importantă a consumului acestor clienți casnici. Pentru iarnă, cu aceste volume, nu știm dacă aceste volume vor fi suficiente, pentru că depinde și de consumul din iarnă. E probabil că vom avea nevoie de puțin mai mult, dar avem și alte opțiuni. După cum știți, suntem și cumpărătorul gazului din Marea Neagră de la BSOG (n.r. – Black Sea Oil and Gas).
Întrebarea privind prețurilor da, prețurile sunt, într-adevăr, mai mici; nu este, cred, o discuție bună, dar gazele sunt mai ieftine decât au fost în lunile trecute. Credem că impactul a fost extrem de mare pe nivelul de prețuri. Am avut prețuri extrem de mari în vară, când am înmagazinat multe volume.
Într-adevăr, dacă vom avea o iarnă blândă și dacă avem încă la sfârșitul de iarnă volume mare din înmagazinare se poate ca aceste volume să fie mai scumpe pentru anul viitor. Vom vedea. Sincer, nu știu care va fi impactul pentru clienții noștri și pe piață, dar acesta este, într-adevăr, un scenariu”.
Pe de altă parte, Eric Stab a spus: ”Dacă vorbim despre portofoliul Engie, pot confirma că pentru iarna aceasta am asigurat cantitățile de gaze naturale necesare. Acordul cu BSOG este doar o parte din demersul de a securiza și diversifica pe termen lungă sursele noastre de aprovizionare cu gaze naturale. El a fost încheiat în conformitate cu legislația românească cu mai mulți ani înainte să se ia decizia finală de a investi, făcând posibilă realizarea proiectului.
Ceea ce este incert astăzi este legat de consumatorii non-casnici, care nu au reușit să-și găsească furnizor și, prin urmare, vor fi alimentați de noi în regim de FUI din luna decembrie. Și pentru acesta, principala preocupare constă în a securiza volumele necesare consumului, dar mai ales acoperirea consumului în cazul în care vom avea zile consecutive de frig din decembrie. Vom vedea.
În ceea ce privește exportul gazelor naturale pe care le achiziționează din țară, Eric Stab a precizat: ”Ceea ce cumpărăm noi din România rămâne în țară în mare majoritate. Ceea ce este adevărat este că, dacă nu există o cerere la un anumit moment în România, nu avem altă opțiune decât exportul. Asta pentru că producția este constantă, adică avem același volum în fiecare zi și știm cu toții că iarna avem nevoie de mai multe volume și din cauza asta nu există nicio problemă, pentru că cererea va fi aici în iarnă. De exemplu, din vară, dacă nu există cerere în România, ce putem să facem? Singura soluție în acest caz este exportul. Și da, încă o dată, cea mai mare majoritate a acestor volume rămân în România”.
Volker Raffel, E.ON: Legislația trebuie îmbunătățită, iar prețurile trebuie să fie rezonabile pentru consumatorii din România
”Și noi suntem pregătiți de iarnă. Am contribuit cu datele pe care a trebui să le furnizăm și cred că, din punct de vedere fizic, avem o situație bună în România. Suntem pregătiți din punct de vedere tehnic – și noi suntem tehnicieni – și colegii noștri suntem pregătiți. Dacă avem o zi cu probleme, cu pasiune facem ce trebuie și din acest punct de vedere cred că suntem bine pregătiți”, a spus Volker Raffel, directorul general al E.ON România.
Pe de altă parte, acesta este de părere că legislația internă trebuie îmbunătățită, mai ales că România încă are nevoie de importuri de energie electrică și de gaz.
”Dar care sunt problemele pe care le văd în această iarnă? Prima problemă este cea legată de cash flow. Dar vreau să fiu fair. Vreau să fiu tratat fair, dar vreau să fiu și eu fair, la rândul meu: statul plătește (n.r. – decontează) prea târziu. Am obținut bani cu aproape 5 sau 6 luni întârziere. Dar, vreau să fiu clar aici: am văzut o îmbunătățire a situației. Acum, după ce se fac cererile de decontare, vin banii într-un timp rezonabil. Problema aici nu este administrația; problema este legislația. Pentru că, după legislație, doar dacă am livrat energie, dacă am facturat, dacă am pregătit datele, după aceasta să ne fie rambursate sumele cheltuite.
În Germania, acum, de exemplu, avem o discuție despre facturile la energie și gaze pentru decembrie și acolo discuția este cum statul poate să plătească energia înainte, consumul din decembrie să fie plătit înainte la furnizor, să nu fie probleme de cash.
Iar în România vorbim de 2-3 luni întârziere. Este o problemă ce trebuie rezolvată prin ordonanța pe care o așteptăm. Administrativ, lucrurile încep să funcționeze, dar avem nevoie de îmbunătățiri din punctul de vedere legislativ.
Ca să vă dau nişte cifre, noi am avut o linie de credit de 100 de milioane de euro acum un an, iar acum suntem la mai mult de 600 de milioane de euro şi creşte în fiecare zi. În fiecare zi avem cu 9 milioane de lei mai puţin în cont seara decât dimineaţa. Așa nu mai putem să continuăm. Și din acest motiv trebuie să vorbim și despre când vine rambursarea.
Referindu-ne la stocarea de gaz, am făcut treabă anul ăsta și am stocat cum trebuie, am prefinanțat tot. În comparație cu anul trecut, efortul financiar s-a dublat, dar, în același același timp, și dobânzile la credite au crescut și e clar că au crescut costurile financiare pentru stocare.
Avem o problemă de cash și la gaze, și la electricitate. Aceasta este prima problemă. Cea de a doua problemă pe care încă o avem este una în plus la energia electrică. Știți foarte bine toți că avem acum o discuție despre cum o să fie: reglementare, re-reglementare și așa mai departe. Ce vreau să zic: nu suntem interesați de o discuție despre filozofia cum trebuie să fie, dar avem nevoie să alocăm, să administrăm cumva, să găsim o soluție, pentru că România are o situație foarte bună, are 90% din gaze naturale din țară, are, cât de cât, 90% din energia electrică din țară. Avem nevoie să găsim o soluție pentru ca prețul acestor bunuri, care sunt în țară, să ajungă la client nu la preț de criză, europeană, de 10 ori mai mare ca acum un an. Trebuie un preț rezonabil. Aceasta ar fi soluția pentru România. Dacă avem această soluție, avem un avantaj pentru România, pentru că avem energie aici, putem să găsim o soluție ca și economia României să poată să funcționeze normal și mai bine decât multe alte țări din Europa.
Dacă nu se face acum, e clar că situația de cash ne duce într-o criză majoră, de incapacitate de plată pentru furnizori și așa mai departe, dacă legislația nu este îmbunătățită în acest sens. Dar nu vreau să ajung în Iad, vreau să ajung în Rai. Cred că soluția e în legislație. Soluția trebuie găsită repede, pentru că suntem deja în noiembrie și clienții noștri nu găsesc în piață produsele de energie electrică acum pentru anul viitor. Nu găsim în piață, iar noi nu putem să zicem care este prețul energiei electrice pentru clienții noștri în anul viitor. Mai ales pentru economie, pentru industrie, pentru clienți B2B, cum zicem noi. Cred că predictibilitatea e importantă. Adică, dacă cineva are o fermă de producție de cereale și are nevoie de energie electrică, cum face planurile de investiție, de finanțare, de angajare sau altele dacă nu cunoaște prețurile la energie? Așa că sper să avem o soluție curând și avem nevoie de soluție curând.
În ceea ce privește facturarea, care s-a modificat de 14 orin în ultimele 12 luni, Volker Raffel a precizat: ”Sunt discuții și în alte țări. Da, și în fiecare țară ies discuții. Nu se poate așa, să fie inventat ceva și a doua zi să fie deja implementat. Și am văzut în iarna trecută toate discuțiile despre facturile greșite sau nu. Sunt foarte mândru că EON a reușit să implementeze foarte repede noile măsuri, din noiembrie anul trecut, imediat și corect. Cred că am fost furnizorul din piață care a implementat cel mai repede măsurile. Dar și pentru noi a fost o provocare. În cazul nostru, am făcut 14 schimbări la sistemul de facturare, pentru că am avut ordonanța care s-a modificat în Parlament. Apoi am avut norme de aplicare, am avut clarificări și așa mai departe. E corect, dacă cineva vrea să schimbe facturile din punct de vedere legal, trebuie să fie luat în calcul un timp, să fie acordat un timp pentru adaptare. Dacă noi am avut noroc până acum că am reușit întotdeauna, eu cred că, dacă e modificată legislația, nu știu dacă e posibil și pentru noi să continuăm așa”.
Acesta a continuat: ”În cazul nostru, nu am întârziat prea mult cu facturile noastre. Am reușit să facturăm în mod normal cumva. Problema e că e complicat să înțelegeți factura. Și pentru colegii noștri, și pentru experți e complicat. E complicat pentru toată lumea și clienții noștri ne spun că nu mai înțeleg factura, dar ce putem să facem? Luna aceasta a fost o legislație, luna trecută alta. E complicat”.
Având în vedere problemele cu care se confruntă, Volker Raffel a fost întrebat dacă Grupul E.ON se gândește să părăsească România. ”Nu este în discuție în acest moment. În acest moment avem o altă chestiune. În acest moment avem problema dacă legislația e corectată din punctul de vedere al numerarului (n.r. – decontările), în timp suficient sau nu. Dacă nu, avem scenariul pe care nimeni nu-l vrea în România. Dacă un furnizor, un alt furnizor sau noi, intră în incapacitate de plată începe un efect de domino, pentru că clienții nu mai au furnizor. Și trebuie preluați de altcineva și nimeni în țară nu poate să preia un client care vine de pe o zi pe alta. Nu este posibil. Și aici este problema. Am citit într-un ziar că acum acționarii au o teamă să fie atât aproape de o țară cu graniță comună cu Ucraina. Este un non sens. Problema pe care o avem este legislația actuală, care ar trebui să fie corectată în acest sens, să nu avem un efect domino în piață, să avem furnizori serioși cu orietare pe termen lung, ca noi, să putem să facem treabă”, a spus șeful E.ON România.
Pe de altă parte, acesta a spus, referindu-se la o companie germană, care a întâmpinat aceleași probleme ca în România, că această companie a avut nevoie de un plan cde salvare. ”A fost compania cu cel mai mare import de gaze din Rusia Și știti bine: dacă importurile nu mai vin, trebuie să fie o soluție la nivel național, geopolitic. Aici, în situația noastră, din punct de vedere comercială putem să funcționăm. Problema este de cash flow, cu rambursarea care vine prea târziu”, a mai spus Volker Raffel.
În ceea ce privește gazele din Marea Neagră, a cesta a spus că ”dacă cineva are o decizie să investească, vorbim și noi despre posibilități de contracte, sigur”.
Bogdan Badea, Hidroelectrica: prioritatea zero sunt investițiile
Conferința „Provocările iernii” deja în lumea sistemului energetic este un eveniment care, practic, marchează trecerea dinspre perioada de toamnă către perioada de iarnă. Este momentul în care, practic, intrăm în programul de iarnă. Sigur că din punct de vedere meteorologic urmărim și noi toate prognozele meteo. Acestea s-au up-date-at acum, la sfârșitul lunii octombrie. Se înscriu, să spunem, într-un tipar care nu pot să spun că ne bucură foarte tare, dar cu care ne-am obișnuit în ultimii ani de zile, de a avea ierni mult mai secetoase decât eram obișnuiți”, a declarat Bogdan Badea, pșreședintele Directoratului Hidroelectrica, la cea de-a XXXVII-a ediție a Conferințelor FOCUS ENERGETIC, cu tema ”Provocările iernii 2022 – 2023 pentru sistemul energetic național”.
”Din această perspectivă, ce vă pot spune este că, uitându-ne la rezervele pe care le avem în acest moment în marile acumulări și din punct de vedere al tiparului cu care ne confruntăm în această perioadă, aș putea spune că este aproape identic cu ceea ce a însemnat perioada toamnă – iarnă a anului 2018, cu mențiunea că anul 2018, în prima parte a lui, a fost un an cu precipitații excedentare, însă în a doua parte a anului ne-am confruntat cu o iarnă extrem de secetoasă.
Ceea ce am constatat este că, din punct de vedere al rezervei în lacuri, ne aflăm undeva la 2,1 TWh, ceea ce corespunde pentru această perioadă cam cu ceea ce aveam la nivelul anului 2018. Sigur că ne-am obișnuit cu astfel de situații. Încercăm să acumulăm cât de mult se poate în perioada de viituri.
Anul acesta, însă, a fost un an secetos și în prima parte a lui. Este un an care, probabil, se înscrie în categoria anilor secetoși. Din punct de vedere al producției din ultimii 10 ani de zile, probabil că avem și cea mai mică producție, toate aceste lucruri suprapunându-se și peste criza energetică cu care ne confruntăm în această perioadă.
Pe de altă parte, Hidroelectrica este pregătită, la fel ca în toți ceilalți ani, pentru programul de iarnă. Rezerva este una confortabilă. Sigur că depinde foarte mult și de ceilalți participanți la piață. Depinde de condițiile meteorologice, depinde de disponibilitatea tuturor grupurilor importante care contribuie la asigurarea securității și stabilității sistemului energetic. Nu cred că sunt motive de îngrijorare. Trebuie, în egală măsură, să fim mai atenți ca în alți ani cu ceea ce înseamnă consumul de energie electrică. Ați văzut ce se întâmplă nu numai în România, ci în toată Europa. Trebuie să fim mai cumpătați, trebuie să fim mai atenți și sunt convins că vom trece cu bine și această iarnă, la fel ca în toți ceilalți ani. Nu este cel mai bun an din istoria Hidroelectricii, dar nu este nici pe departe cel mai rău”, a spus Bogdan Badea.
În ceea ce privește preluarea furnizorului CEZ Vânzare, șeful Hidroelectrica a declarat: ”Din punct de vedere al strategiei de vânzare, am avut obligația legală derivată din Ordonanța 119/2022 de actualizare a strategiilor de vânzare până la sfârșitul lunii octombrie, ceea ce am și făcut în AGA. Sigur că, din punct de vedere comercial, este un document sensibil, dar practic creează cadrul pentru ceea ce înseamnă vânzarea energiei electrice pe următorii 4 ani de zile, ținând cont, pe de o parte, de calitatea noastră de producător, dar, pe de altă parte, și de calitatea de furnizor de energie electrică. Ceea ce urmărim este să încercăm să definim un cadru de reglementare și un cadru legislativ mult mai predictibile, care să asigure, să ne asigure și nouă, ca producători, venituri sustenabile și venituri predictibile pe următorii ani de zile. Și pentru furnizorii de electricitate care au consumatori, portofoliu de consumatori semnificativ, atât pe parte industrială, cât și pe parte casnică, să le putem asigura un acces facil la energia pe care producătorii o vor avea în anii următori, iar ei, la rândul lor, să poată să asigure productivitate clienților. Deci la asta contribuim și noi, alături de asociațiile profesionale. Vă pot spune că din această perspectivă, cam toate asociațiile profesionale din zona de energie au strâns rândurile, astfel încât să găsim împreună soluții, care să poată să ajute pe toată lumea să depășim această criză.
Cred că avem la acest moment niște lucruri cristalizate, care sigur trebuie agreate și rafinate puțin mai mult. Dar, din această perspectivă, suntem destul de avansați și vă dau un singur exemplu, acela al ideii de a găsi o formulă prin care energia electrică să ajungă preponderent la furnizori mari, cu clienți în spate, care poartă responsabilitatea asigurării cu energie atât a consumatorilor casnici, cât și a consumatorilor non-casnici, care trebuie ajutați să treacă această criză și să ne putem oferi, sigur, în condițiile actuale, condiții cât mai competitive. Și din această perspectivă, crearea unei piețe de contracte bilaterale pe termen lung este într-o fază foarte avansată și cred că putem să o operaționalizăm până la sfârșitul acestui an, fiind unul dintre instrumentele, nu singurul, prin care considerăm că putem oferi mult mai multă predictibilitate în piața de energie.
Referitor la cealaltă întrebare, Hidroelectrica analizează toate oportunitățile din piață pe anumite zone, în special zona de proiecte de producere a energiei electrice din surse regenerabile. Pe de altă parte, target-uri care se circumscriu strategiei noastre de dezvoltare, pentru că, pe lângă acea calitate de producător de energie electrică, am avut o creștere spectaculoasă și pe zona de furnizare de energie electrică către clienții finali și sigur că achiziționarea unui furnizor de tipul CEZ Vânzare ar scurta drumul pe care îl avem până la ceea ce înseamnă infrastructură matură de furnizare, care să fie capabilă să gestioneze un portofoliu foarte mari de clienți. Deocamdată nu s-a luat decizia de continuare a acestui proces de de achiziție. Mai mult, nu pot să vă spun”, a precizat Bogdan Badea.
De asemenea, răspunzând unor întrebări, șeful Hidroelectrica a precizat: ”Referitor la întrebarea privind contractele bilaterale, a existat un cadru legislativ care să oblige, practic, producătorii de energie electrică să furnizeze până la sfârșitul anului energie pe contracte bilaterale, în special pentru consumul propriu tehnologic. Ulterior, s-au adăugat și alte categorii. Pentru anul următor nu există o astfel de obligație. De aceea, având în vedere și o anumită istorie pe care are Hidroelectrica vizavi de contractele bilaterale, am preferat să participăm activ, în cadrul asociațiilor profesionale din care facem parte, la creionarea unei piețe competitive a contractelor bilaterale, astfel încât să încercăm să asigurăm un cadru cât mai competitiv din această perspectivă și să nu fim puși în situația să spunem: OK, avem 20 de solicitări pentru contracte bilaterale; una poate dă mai mult altuia, poate îi dă mai puțin. Sunt chestiunile pe care am vrut tot timpul să le evităm și dorim să le evităm. De aceea am considerat că, așa cum a fost creată și piața pentru marii consumatori, o piață care este destinată unei anumite categorii de cumpărători, este utilă și o piață destinată marilor furnizori de energie, astfel încât să scurtăm drumul de la producător până la clientul final și să eliminăm pe cât posibil comportamentele speculative care, din păcate, nu au lipsit în această perioadă și care au contribuit din plin la o creștere artificială a prețului la energie, care nu a făcut altceva agenților economici decât să ducă la o creștere a presiunii pe bugetele fiecăruia dintre noi, fără a aduce nimic util în piața de energie.
E un subiect pe care noi l-am tot pus pe tapet, în diverse discuții. Am considerat că zona de trading a scăpat așa, printre picături, de orice fel de reglementare și a permis ca aceleași volume de energie să fie vândute într-o perioadă foarte scurtă de timp, de mai multe ori, și să contribuie la accelerarea creșterii prețului. De aceea, plecând de la ceea ce s-a întâmplat, considerăm că o astfel de piață, care să scurteze drumul, să fie dedicată către marii furnizori, care poartă responsabilitatea clienților în spate, este o soluție care ne poate ajuta, alături de alte soluții, la depășirea acestei crize și la asigurarea unui mediu mult mai predictibil și la, o să spunem așa, la corectarea unor chestiuni de design al pieței, care au permis astfel de de situații.
Pentru că, așa cum spunea și Volker (n.r. – CEO EON România, Volker Raffel) înaintea mea, dacă unul dintre marii furnizori colapsează la un anumit moment, efectul este de domino. Și nu ne dorim astfel de situații. Trebuie să găsim soluții rapid și suntem într-un permanent dialog pentru a veni cu aceste soluții.
Din punct de vedere al capacităților de producție, noi suntem implicați în ceea ce înseamnă analiza unor proiecte și unor oportunități din piață – și aici mă refer în special la preț în zona solară și zona eoliană, care se circumscriu strategiei companiei de a investit doar în energie verde.
Pe de altă parte, avem în dezvoltare prin forțe proprii astfel de proiecte. Deja la nivelul companiei au fost aprobați indicatorii tehnico-economici pentru parcul fotovoltaic de la Tudor Vladimirescu, undeva pe la 45 MW conform primelor estimări. Acum suntem în faza de obținere de avize și autorizații. Am aprobat deja construirea unor proiecte – pilot pe lacurile de pe Oltul Inferior, a câte 10 MW fiecare. Și acolo suntem cu studiile de fezabilitate aprobate și suntem în faza de obținere avize și autorizații.
Avem în dezvoltare două parcuri fotovoltaice combinate cu capacități de producere a hidrogenului, unul de 300 MW putere instalată în fotovoltaic în zona Mândra, pe fostul amplasament al investiției Făgăraș, Hoghiz, care nu se va mai realiza, pentru că nu este fezabilă din punct de vedere economic și care avea o putere instalată undeva la 30 MW. Pe aceleași amplasament dorim să punem 300 MW în loc de 30 MW. Și în zona Porțile de Fier 2 avem aceeași intenție, un parc fotovoltaic de peste 50 MW, combinat cu capacitate de producere a hidrogenului.
În paralel cu aceste demersuri, prin forțe proprii, avem în analiză și alte capacități în zona fotovoltaică, dar aici, fiind sub NDA (n.r. – Non-Disclosure Agreement), nu vă pot da mai multe detalii. Dar da, analizăm și dorim să diversificăm portofoliu”.
În ceea ce privește investițiile aproape finalizate, președintele Directoratului Hidroelectrica a spus: ”N-aș vrea să intru în discuția celebrelor investiții blocate, pentru că probabil ar naște foarte multe pasiuni. Am văzut și noi decizia de la Curtea Constituțională. Ne bucură faptul că înțelegem că nu este o chestiune de fond, ci mai mult de procedură legislativă și această perspectivă o să ne aducem tot concursul pentru a găsi soluții astfel încât să deblocăm și acele investiții. Vorbim de capacități hidro de peste 900 MW instalați, adică energie de proiect undeva spre 1 TWh. Deci, acordul acestor investiții în situația în care le-am finaliza ar fi undeva la 1TWh suplimentar în sistemul energetic. Considerăm că este o capacitate importantă, mai ales în contextul în care România este, din punct de vedere al soldului, importator net de energie, undeva între 2 și 3 TWh; deci e un aport important.
Este, până la urmă, și datoria noastră, dar și datoria statului român să clarifice soarta acestor investiții. Sunt banii tuturor românilor investiți în aceste capacități. Au fost începute în anii ’90; a fost o incoerență legislativă vizavi de declararea ariilor protejate. Trebuie să găsim soluții astfel încât aceste aceste investiții să poată fi cât mai repede puse în funcțiune. Și aici s-au făcut pași importanți împreună cu Ministerul Fondurilor Europene, cu Ministerul Energiei și cu Ministerul Mediului, pentru a găsi soluțiile, în conformitate cu legislația europeană și legislația națională, astfel încât să deblocăm cât mai repede aceste investiții. În mare, pe această zonă ne focusăm din punct de vedere al capacităților de producere”, a mai spus Bogdan Badea.
”În egală măsură investim foarte mult în zona de infrastructură IT, în special pentru suportul portofoliilor de clienți. Pe zona de furnizare au fost aceste modificări legislative care, la un moment dat, au creat și panică. Ce vă pot spune este că nu cred că există infrastructură IT care poate fi capabilă, într-o perioadă foarte scurtă de timp, să preia sute de mii și milioane de clienți, care, în anumite momente, doresc să migreze de la un furnizor la celălalt. Însă este clar că provocările de anul trecut și de anul acesta ne-au făcut pe toți să luăm în considerare și astfel de situații. Odată ce lucrurile se vor așeza și din punct de vedere legislativ, lucrurile vor fi clare. Sunt convins că toate chestiunile legate și de emiterea cu întârziere a unor facturi, și de multitudinea de informații care se află pe o factură și sunt foarte greu de înțeles de către cei care nu sunt specialiști în energie se vor rezolva. Trebuie să facem mai mult astfel încât energia electrică să nu mai fie principalul subiect pe agenda fiecăruia dintre noi”, a mai spus Președintele Directoratului Hidroelectrica, în cadrul celei de-a XXXVII-a ediții a Conferințeelor FOCUS ENERGETIC.
În ceea ce privește listarea companiei, Bogdan Badea a spus că aceasta merge înainte. ”Avem o hotărâre a Adunării Generale a Acționarilor, există selectat consorțiul de bănci care ne va sprijini în procesul de listare. Avem întâlniri săptămânale și pregătim procesul de listare. Deci, lucrurile merg înainte”, a precizat acesta.
De asemenea, Bogdan Badea a anunțat că oferta pentru clienții casnici este valabilă până la sfârșitul acestui an. ”Este prematur să vă spun ce se va întâmpla cu oferta Hidroelectrica începând cu anul următor, pentru că depinde de foarte mulți factori. Ceea ce ne bucură este că, pe lângă anumite chestiuni de ordin operațional, totuși OUG 119/2022, vizând de data aceasta și categoriile de participanți la piață la care făceam referi, în special în zona de trading, intrând sub zona de supraimpozitare, a condus la o detensionare a prețului. Și asta ne bucură, pentru că era evident, o bună parte din escaladarea prețului, în special în Piața pentru Ziua Următoare, a fost generată și de aceste situații. Din această perspectivă vedem o scădere a prețurilor și pe Piața pentru Ziua Următoare, vedem o scădere a prețurilor și pe zona de gaz, ceea ce ne conduce către ideea că ar trebui, până la sfârșitul anului, să se stabilizeze într-o zonă mult mai rezonabilă față de ceea ce am văzut în mijlocul verii anul acesta. De aceea, e prematur să vă spunem în ce zonă se va situa oferta noastră pentru anul următor. Dar vă asigur că vom menține strategia companiei de a oferi un preț cât mai competitiv către clienții noștri, astfel încât, așa cum spuneam cu toții, să putem să depășim această situație de criză cu bine.
Vizavi de chestiunea legată de discuțiile pe piața reglementată, pe modelul OUG 114/2018, nu am văzut până la acest moment o propunere. Cum bine știți, Hidroelectrica nu a susținut niciodată piața reglementată și nu credem că este o soluție piața reglementată. Credem că sunt soluții care, într-o piață competitivă, pot să conducă la aceleași rezultate ca și o piață reglementată. OUG 114 a generat și foarte multe litigii, și foarte multe discuții, pentru că, în esență, cel puțin în zona producătorilor de stat, a însemnat, practic, transferarea profitului din zona de stat către alți operator la piață, fără să se fi ajuns în final cu nimic la clientul final. De aceea și, ulterior, revenirea la piața liberă, care exista la nivelul anului 2018, a fost complicată și, iarăși, a generat distorsiuni de piață, pentru că s-a discutat și atunci despre o prelungire a pieței reglementate. Din aceste considerente, am văzut la marii furnizori că nu au avut o apetență în a se contracta foarte mult pe anii următori, crezând că va fi o piață reglementată. Și aici lucrurile au mers cumva pe un efect de domino, care a condus la un deficit de achiziție de energie, în special în zona marilor furnizori, achiziție pe care au făcut-o, în schimb, traderii și am simțit cu toții în preț ceea ce urma după aceea. Deci, nu pot să comentez mai mult de atât. Nu știu cum va arăta. Când vom vedea o propunere concretă, o să putem să vă dăm mai multe detalii.
Dacă vorbim de modelul OUG 114 un singur lucru aș mai spune: Hidroeletrica este și furnizor de energie electrică. Hidroelectrica nu mai poate avea predictibilitate pe ce înseamnă cantitățile de energie ipotetic disponibile anul următor pentru că avem un aflux foarte mare de clienți. Ceea ce înseamnă disponibilitate astăzi se reduce mâine, ca urmare a faptului că din ce în ce mai mulți clienți se îndreaptă către Hidroelectrica. N-aș putea să vă confirm o cifră de un milion sau 500.000 sau 700.000 până la sfârșitul anului. Nu avem un glob de cristal care să ne arate acest lucru. Dar, începând cu luna septembrie, a fost un vârf și, iarăși, este un vârf de migrare a clienților către Hidroelectrica, care, ne bucură pe de o parte, dar generează niște probleme logistice suplimentare. Pe de altă parte, aflându-ne în plin proces de migrare a bazelor de date de pe vechea infrastructură software către noua infrastructură structură, ceea ce sigur că generează o presiune suplimentară pe colegii mei de la Furnizare, dar cred că o vom depăși cu succes până la sfârșitul anului, astfel încât să intrăm și din punct de vedere al infrastructurii în categoria marilor furnizori de energie”, a mai spus Bogdan Badea.
Problema europeană o reprezintă lipsa capacităților de producție
”Am două comentarii foarte scurte”, a spus șeful E.ON România, Volker Raffel, la rândul său. ”Nu este o problemă că producătorii și noi, furnizorii, nu vorbim. Vorbim și cu asociațiile de profil și așa mai departe. Acum, problema este că toți știm că regulile pentru piața de energie electrică pentru anul viitor sunt în discuții politice și astăzi nu putem să facem contracte fără să știm cum va fi cadrul legal pentru anul viitor. În sfârșit, vom avea o discuție săptămâna viitoare. Al doilea comentariu: vorbim mult despre traderi și speculație. Dar problema de bază din punctul meu de vedere este că nu avem suficient gaz și nu avem suficientă capacitate de producție de energie electrică la nivel european în acest moment. De acolo vine problema. Soluția pentru acest lucru e să investim toți. Iar investițiile pot fi făcute într-un cadru reglementat sau într-un cadru liberalizat, dar dacă este cadru reglementat, atunci să fie reglementat. Investițiile pot fi făcute și în cadrul pieței libere, dar într-un mediu de stabilitate și predictibilitate, astfel încât investitorii să poată să investească. Nu este o chestiune de filozofie, este o chestiune de calitate și de predictibilitate”, a mai spus Volker Raffel.
”Aici nu pot decât să fiu și eu de acord cu ceea ce s-a spus mai devreme”, a răspuns, la rândul său, Bogdan Badea. ”Investițiile sunt prioritatea și ceea ce încercăm să facem și noi alături de ceilalți, alături de Parlamentul României și de Guvern, este să găsim soluțiile de debirocratizare, de simplificare a procesului de avizare pentru orice fel de investiții, pentru că, pe de o parte, noi ne-am confruntat cu chestiuni legate de arii protejate, care sunt mult mai complexe. Dar unele probleme pe care le avem noi, în mare parte le au și distribuitorii de energie electrică, le are și transportatorul de energie electrică, pentru că orice extindere de rețea trece prin anumite zone, necesită avize, necesită exproprieri, probleme de proprietate care generează întârzieri foarte mari și, indiferent cât de multă voință ar exista în zona companiilor din energie de a investi la un moment dat, ne izbim de aceste bariere birocratice și, în mod cert, nu ne mai permitem în acest moment să ne pierdem în hârtii și să nu realizăm aceste investiții într-un termen foarte, foarte scurt. Pentru că, da, problema majoră a Europei este legată de lipsa capacităților de producție, de un plan ambițios de carbonare și de faptul că, în ultima perioadă, în perioada post-COVID, în zona investițională s-au creat foarte multe probleme pe lanțul de aprovizionare, echipamente cu ciclu lung de fabricație, care nu mai au termene certe de livrare, și o creștere a prețului la materialele de bază.
De aceea, când vorbim inclusiv de o piață reglementată, trebuie să avem în vedere acest echilibru fin între ce înseamnă costurile pentru realizarea unei investiții, care, din păcate, aproape că s-au dublat pentru anumite tehnologii de producere a energiei electrice, plecând de la prețul la cupru, la fier, la lemn, la manoperă, la toate elementele care contribuie și intră în CAPEX-ul unei astfel de investiții, și atunci având un cost mai mare pe megawatt, pe tipul de tehnologie, acest cost, pentru a putea face fezabilă acea investiție, trebuie să fie susținut și de un preț al energiei care să te conducă la niște indicatori pozitivi. Pentru că a face astăzi investiții cu prețurile de acum, la prețurile energiei de acum 5 ani de zile, este imposibil. Nu se mai susțin și trebuie să fim foarte atenți când luăm orice fel de măsură în zona pieței. Acest echilibru fin nu trebuie stricat în niciun fel, pentru că prioritatea zero sunt investițiile”, a conchis Bogdan Badea.
Aristotel Jude: Romgaz reușește să mențină un nivel de producție constant
”Într-adevăr, dacă vorbim de pregătiri în ceea ce privește sezonul de iarnă, aș vrea să fac câteva referiri, inclusiv la rezultatele operaționale preliminare la primele 9 luni din anul 2022. După cum ați văzut și în aceste rezultate operaționale – cheie, producția Romgaz în primele 9 luni ale anului 2022 a rămas relativ constantă, comparativ cu primele 9 luni ale anului 2021. Dacă, în 2021, în primele 9 luni am produs undeva la 3,7 miliarde mc, în primele 9 luni ale anului curent am produs aproximativ 3,68 miliarde mc, deci, relativ, producția Romgaz s-a menținut constantă”, a spus Aristotel Jude, director general adjunct al Romgaz, în cadrul Conferinței FOCUS ENERGETIC ”Provocările iernii 2022 – 2023 pentru sistemul energetic național”.
”Aș vrea să fac aici o simplă trimitere la faptul că avem zăcăminte mature, care sunt într-o avansată epuizare energetică, cu factori de recuperare actuali undeva în jur de 70 90%, iar declinul acestora este accentuat. Dar, prin lucrările pe care realizăm anual, Romgaz reușește, așa cum am arătat anterior, să mențină un nivel de producție constant.
Acum, dacă ar fi să facem trimitere la pregătirile pentru sezonul rece, trebuie să fac precizarea faptului că suntem pe deplin pregătiți pentru sezonul rece 2022 – 2023 și vom asigura în întregime cantitatea de gaze naturale pentru clienții din portofoliul Romgaz. Astfel, ne-am pregătit mai mult decât responsabil pentru acest sezon rece. Vom asigura continuitate și securitate în aprovizionarea cu gaze naturale. Din acest punct de vedere, sectorul gaze naturale, Romgaz este de fapt un pilon al asigurării securității și continuității în livrarea cu gaze naturale.
Aș vrea doar să dau câteva exemple de pregătiri pe care le-am făcut și sunt relevante în raport cu sezonul rece: am efectuat reviziile pentru stațiile de comprimare și stațiile de uscare gaze naturale, am realizat aproximativ 150 de lucrări tehnologice în sonde, am introdus în exploatare noi capacități de producție, am realizat obligațiile care reveneau companii de înmagazinare gaze naturale. Toate aceste câteva exemple pe care le-am dat înainte nu fac altceva decât să asigure realizarea nivelului de gaze naturale prognozat pentru a asigura furnizarea gazelor naturale și continuitatea furnizării de gaze naturale către clienții din portofoliu.
Tocmai de aceea vreau să spun că nivelul relativ constant de producție înregistrat de Romgaz în ultima perioadă, aproximativ 5 miliarde mc pe an, a fost susținut, printre altele, de aducerea în circuitul economic al unor descoperiri de gaze naturale, în sensul că au fost trecute în faza de producție și valorificate rezultatele activității desfășurare în explorare geologică. Am implementat, conform programelor interne, proiectele de reabilitare a producției pe principalele de zăcăminte mature, în conformitate cu strategia aprobată la nivelul Romgaz. Am efectuat toate operațiunile programate de reparații și intervenții în sonde, am achiziționat și am realizat lucrări de foraj de explorare și exploatare și, acolo unde a fost cazul, am instalat noi capacități de comprimare pentru a optimiza procesul de exploatare a zăcămintelor cu gaze naturale. Tocmai din acest motiv, efortul pe care compania Romgaz și echipa Romgaz o realizează este pentru a atinge acest grad de utilizare și de a asigura, de altfel, cum am făcut-o și în perioada anterioară, capacitățile de producție Romgaz la adiacența procentului de 100%”, a mai spus Aristotel Jude.
În ceea ce privește zăcămintele onshore și offshore de gaze naturale, Aristotel Jude a precizat: ”Așa cum am spus și anterior, eforturile pe care compania Romgaz le face în ceea ce privește zăcămintele onshore, care au un grad de depletare avansată și de epuizare energetică, sunt pentru a menține nivelul producției interne din aceste zăcăminte. Creșterea de producție în portofoliul Romgaz va fi cu adevărat semnificativă odată ce producția din proiectul Neptun Deep va începe să fie furnizată în sistemul național de transport.
În ceea ce privește centrala de la Iernut, aș vrea să fac precizarea că suntem în proces de desfășurare a unei proceduri de achiziție conform prevederilor legale, procedură de achiziție care se află în acest moment în faza de negociere a contractului restului rămas de executat, urmând ca, în funcție de rezultatele acestor negocieri și finalizarea procedurii, printr-un raport de atribuire, să anunțăm atât piața de capital, cât și mass-media în ceea ce privește rezultatul acestei proceduri. Suntem încrezători că eforturile noastre pentru finalizarea acestei centrale se vor concretiza în perioada imediat următoare, prin semnarea unui nou contract pentru restul rămas de executat. Așa cum am spus anterior, imediat ce putem furniza detaliile finalizării acestei proceduri, o vom face, cu precizarea că, în prealabil, vom realiza toate formalitățile necesare și utile obținerii aprobărilor corporative necesare semnării unui astfel de contract sau parafării oricărei înțelegi necesare pentru finalizarea lucrărilor la centrala de la Iernut.
În ceea ce privește valoarea rămasă de executat în raport cu lucrările rămase de executat la centrarea de la Iernut, această valoare o veți afla la momentul la care Romgaz va anunța public încheierea contractului pentru restul rămas de executat.
Dacă ar fi să discutăm de un grad de realizare, acesta trebuie împărțit în două, respectiv gradul tehnic al realizării și gradul valoric. În ceea ce privește realizarea din punct de vedere tehnic, Romgaz a anunțat piața de capital la momentul la care a realizat un raport de expertiză independentă a restului rămas de executat. Valoarea aferentă restului rămas neexecutat va fi rezultată din contractul pe care îl vom încheia cu partenerul în momentul în care acesta va fi parafat.
Despre Neptul Deep, deja am făcut o trimitere. În ceea ce privește rezultatele discuțiilor pe care le avem cu OMV Petrom și demersurile pe care le facem pentru realizarea în interiorul acordului de operare în comun pe care îl avem cu OMV Petrom legat de proiectul Neptun Deep, orice anunț îl facem împreună și în acord cu operatorul, pentru că nu ar fi corect din punct de vedere al relației pe care o avem operatorul proiectului Neptun Deep să facem anunțuri fără a avea un acord cu acesta.
Dar ce pot să vă spun este că, din punct de vedere al demersurilor pe care le facem, atât Romgaz, cât și OMV Petrom suntem încrezători că proiectul Neptun Deep va fi unul de succes. În prezent se fac toate formalitățile și se desfășoară toate etapele prealabile necesare demarării acestui proiect.
Aș vrea să fac o precizare. Producția în anul 2021 a crescut în structura Caragele cu aproximativ 27%. La proiectul Caragele, exploatarea comercială a început în anul 2009, prin dezvoltarea efectivă a zăcământului comercial Caragele, la momentul la care au fost puse în producție treptat sondele pe care le-au forat în această structură. Gazele pe care le extragem din structura Caragele, după tratarea lor tehnologică și măsurarea tehnologică și fiscală, sunt livrate în sistemul național de transport.
Zona de mare adâncime din structura Caragele a intrat în circuitul comercial prin introducerea în exploatare a uneia dintre cele două sonde de mari adâncime forate în perioada anterioară, care au avut rezultate pozitive. La momentul de față vom realiza și realizăm în continuare, în mod susținut și responsabil, investiții în zona de mare adâncime, conform programelor de lucrări de explorare pe care le avem prevăzute în strategia de explorare și în programele anuale de explorare petrolieră pe care le avem angajate în fața ANRM. Într-adevăr, în zona de mare adâncime am întâmpinat, de-a lungul anilor, dificultăți și probleme de natură tehnico-geologică, mai ales în săparea și forajul, pentru că termenul corect este forajul sondelor de mare adâncime. Dar în pofida acestor dificultăți, activitatea de explorare-dezvoltare și exploatare în zona Caragele, inclusiv în anul 2021 și în prezent, au fost în continuă desfășurare. Aceasta, așa cum am spus, se realizează în conformitate cu angajamentele și obligațiile pe care le avem în fața statului român, respectiv ANRM”, a mai spus reprezentantul Romgaz.
Având în vedere zvonurile din piață privind exit-ul BSOG, Aristotel Jude a răspuns la o întrebare privind preluarea acțiunilor acestei companii, pe modelul celei prin care a preluat Neptun Deep de la Exxon: ”N-ar fi corect din punct de vedere profesional și corporativ să anunț astfel de intenții. Ce pot să spun? Că Romgaz evaluează activ oportunitățile de piață, însă, în momentul în care ar exista o astfel de decizie, va fi comunicată din punct de vedere comparativ în mod corect. Știm și noi de intenția BSOG de înstrăinare a participației sale în proiect, însă, în momentul de față, Romgaz nu poate comenta nimic legată de această intenție”.
În privința proiectului unui terminal GNL împreună cu SOCAR (Azerbaidjan), Aristotel Jude a spus: ”Având în vedere că suntem sub imperiul unui raport de confidențialitate, care rezidă inclusiv și implicit din prevederile memorandumului de înțelegere semnat cu SOCAR, nu pot să fac foarte multe declarații la momentul de față în raport cu această intenție. Pot să confirm că, așa cum a fost anunțat public, părțile au intenția să realizeze un studiu de fezabilitate cu privire la transportul gazelor naturale din Azerbaidjan printr-un terminal de lichefiere și un terminal de delichefiere pe partea românească a țărmului Mării Negre.
Aș vrea să fac doar precizarea că, față de momentul la care proiectul – că vă referiți la proiectul AGRI (n.r. – Azerbaidjan, Georgia, Romania Interconnector) – a realizat această analiză, condițiile de piață s-au schimbat fundamental. Ori, tocmai din acest motiv, cred că realizarea unui astfel de studiu de fezabilitate, pentru a asigura o diversificare a rutelor de aprovizionare ale României, inclusiv sub aspectul construirii acestor două terminale, unul de lichefiere și unul de delichefiere, cred că merită tot efortul nostru”, a mai spus directorul Romgaz.
Vasile Cârstea, Depogaz: România, prin activitatea de înmagazinare, își va asigura independența clară în asigurarea și furnizarea de gaze naturale
”Depogaz, ca și în iernile trecute și în sezoanele trecute, s-a pregătit tot timpul și a fost conectat permanent la piața energetică pentru a putea face față tuturor provocărilor. La timpul acesta avem o mare provocare – de a putea ține în echilibru sistemul național de transport, din cauza acestor temperaturi ridicate cu care ne confruntăm în această perioadă. Noi am fost pregătiți și suntem pregătiți să preluăm cantitățile de gaz care sunt în sistemul național, de a le putea pune și depozita în condiții de siguranță, astfel încât în iarna care sperăm să o trecem cu bine să facem față tuturor provocărilor care pot apărea”, a declarat Vasile Cârstea, directorul general al Depogaz Ploiești, în cadrul celei de-a XXXVII-a ediții a Conferințelor FOCUS ENERGETIC.
”Eu spun din start: cantitățile care sunt astăzi în depozitele pe care Depogaz le operează vor asigura din toate punctele de vedere trecerea cu brio a iernii care ne stă în față. Vom fi aproape și vom echilibra sistemul, chiar dacă temperaturile vor fi așa cum știți. Prin lucrările noastre de investiții am reușit să introducem și multiciclu, astfel încât, dacă sunt temperaturi ridicate chiar în sezonul de iarnă și cantitățile de gaz care sunt disponibile și nevalorificate în piață, să le putem prelua, astfel încât să asigurăm condițiile optime de funcționare a sistemului național de gaze.
Toată lumea punea problema dezvoltării capacității de extracție. Vreau să spun că deja lucrăm la capacitatea de exacție. Avem în derulare încă 4 sonde să săpăm în depozitul Bilciurești, cel mai mare depozit care operează în România. Noi suntem focusați pentru a mări această capacitate de extracție în depozitul Bilciurești, de la 14-15 milioane mc, la 20 milioane mc. Așa cum știți deja, partea de asigurare a calității gazelor a fost finalizată. Sondele sunt în curs de execuție, dar, datorită condițiilor geopolitice în care astăzi ne desfășurăm activitatea, furnizarea de echipamente, material tubular și alte lucruri esențiale, a întârziat. Știți foarte bine, un furnizor de echipamente petroliere și de burlane era piața ucraineană. Iată că astăzi, în condițiile geopolitice ale războiului, în afară de alte provocări care au apărut, sunt și provocările pe partea de achiziție și de furnizare de echipamente.
O să întrebați de lucrările de investiții; ele se fac în timp. Deja noi lucrăm. Dorim să ajungem cu capacitatea de înmagazinare de la 3 miliarde mc, la 4,2 – 4,5 miliarde mc, capacitatea de extracție să crească de la 30-32 milioane mc, la 42-45 milioane mc, injecția de la 20-22 milioane mc, la 30 milioane mc. Această dezvoltare se face pas cu pas. Deja lucrările sunt demarate.
La finalul acestui an terminăm și proiectul tehnic pentru depozitul de la Ghercești. Sperăm ca anul viitor deja să fie șantier acolo, unde creștem capacitatea de la 150-200 milioane mc, la 600 milioane mc. Menționez că aici deja infrastructura de suprafață, pentru stocarea celor 600 milioane, este finalizată. Ne mai trebuie stația de comprimare, care să ajute la realizarea extracției cantităților respective și la o creștere de debit la extracție de la 1,5-2 milioane mc, la 5 milioane mc. Deci, în termen foarte scurt se pot realiza aceste investiții.
Vreau să spun că toate investițiile noastre, care sunt și se dezvoltă la această oră, au ca target de finalizare perioada 2022 – 2026. Deci, România, ușor, ușor, prin activitatea de înmagazinare, își va asigura independența clară în asigurarea și furnizarea de gaze naturale.
Vreau să mai fac o mențiune: pentru depozitul Bilciurești, pentru dezvoltarea capacității de la 14-15 milioane, la 20 milioane mc, deja avem o aplicație la CEF (n.r. – Mecanismul pentru interconectarea Europei), aplicație care, până la această oră, din semnalele pe care le avem și din documentele pe care le-am transmis și din răspunsurile de la Comisie, se pare că suntem pe drumul cel bun. Așteptăm finalizarea și sper ca să fie încheiată cu succes și această atragere de fonduri europene.
Puteți să mă întrebați ce vom face, că planuri de dezvoltare avem, dar bani vor fi? Da, bani vor fi. Pe lângă banii pe care putem să-i obținem din fonduri europene, din fondurile de modernizare, facem lobby ca să putem să-i obținem. Am discutat și cu băncile, Banca Europeană de Investiții (BEI), cu Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare (BERD), care și-a arătat disponibilitatea de a fi alături de noi, cu ajutorul acționarului nostru unic, Romgaz, pentru a putea să ne asigure o linie de creditare, astfel încât să facem cu succes aceste investiții care stau în fața noastră, a organizației, dar și provocărilor cu care România se confruntă în această perioadă.
Având în vedere că tot s-a discutat de prețuri. Să știți că influența tarifului de înmagazinare nu este așa de mare față de creșterile fantastice de prețuri care au apărut în piață. Tariful de înmagazinare ar putea ajunge undeva la 5-6 euro/MWh. Nu este o povară față de prețurile care se practică. Și această creștere de tarif la operatorul de înmagazinare s-a datorat tot acestor creșteri pe gaz și pe energie, întrucât aceste două elemente sunt costuri esențiale în tariful nostru de înmagazinare. Cu cât obținem din piață niște tarife, niște costuri, niște prețuri mai bune, cu atât tariful nostru va fi mai jos. Nu suntem în situația în care, chiar dacă avem o cotă de viață de 91%, să putem să distorsionăm din punct de vedere al prețurilor. Cert este că pentru iarna 2022-2023, operatorul Depogaz spune tuturor clienților și tuturor celor cu care avem contract că vom răspunde cu celeritate la orice provocare”, a mai spus Vasile Cârstea.
Întrebat dacă au început extracțiile din depozite, având în vedere că, tradițional, la 1 noiembrie începe iarna în România, Vasile Cârstea a precizat: ”A început și extracția, a început și injecția. Așa cum spuneam, Depogaz a introdus în piață și în portofoliul de servicii acest multiciclu. Și în vară, dacă unul din beneficiarii serviciului de înmagazinare a avut nevoie de gaz în piață, am făcut extracție. Extracția nu am început-o la 1 noiembrie, extracție s-a făcut și în septembrie, și în octombrie, și august, dacă vreunul dintre clienți ne-a comandat acest acest serviciu. Deci, cu atât mai mult am creat o viabilitate a serviciului de înmagazinare, astfel încât toți beneficiarii serviciilor să nu fie puși într-o situație delicată și să pună sub semnul întrebării buna funcționare a sistemului național al Transgaz”.
Daniel Burlan: Cea mai mare provocare pentru Complexul Energetic Oltenia este planul de modernizare
”Complexul Energetic (CE) Oltenia (CEO) simte provocările de la înființare, fie că vorbim de conformarea la normele de mediu, fie că vorbim de achiziția certificatelor de CO2, a căror valoare a ajuns odată și în apropierea pragului de 100 de euro, fie că vorbim de acțiuni ale organizațiilor de mediu, ce cer în instanțe – și colegul meu Badea a spus ceva mai devreme – anularea acordurilor de mediu sau autorizațiilor de mediu. Dar cea mai mare provocare pentru Complexul Energetic Oltenia este planul de restructurare, care este un plan de modernizare. S-a vorbit mult despre planul de restructurare al Complexului Energetic Oltenia, dar trebuie să scoatem în evidență investițiile noi, investiții de care România și sistemul energetic românesc au nevoie”, a declarat Daniel Burlan, Președintele Directoratului CE Oltenia, în cadrul celei de-a XXXVII-a ediții a Conferințelor FOCUS ENERGETIC, ”Provocările iernii 2022 – 2023 pentru sistemul energetic național”.
În legătură cu noile investiții, Daniel Burlan a precizat: ”Este vorba despre două grupuri pe gaz – o centrală la Turceni, cu o capacitate de 475 MW și la Ișalnița, o termocentrală pe gaz cu o capacitate de 850 MW și 8 parcuri fotovoltaice ce însumează o capacitate de 735 MW. Toate aceste investiții au o valoare de peste 1,5 miliarde de euro, din care 895 milioane de euro din Fondul de Modernizare. Complexul Energetic Oltenia are aprobată finanțarea din Fondul de de Modernizare. Vom avea o societate producătoare de energie din mai multe surse și cu emisii CO2 reduse. Am început acest program de restructurare, s-a finalizat o primă etapă.
Trebuie să menționez că, începând cu data de 1 octombrie, există încă un producător de energie electrică pe cărbune în sistem energetic românesc. Este vorba despre Electrocentrale Craiova, societate ce a rezultat în urma divizării Complexului Energetic Oltenia. Este vorba despre fosta sucursală Electrocentrale Craiova din cadrul CEO. Asta înseamnă o societate cu două grupuri de 150 MW, pe care va trebui, de acum încolo, s-o luăm în considerare.
Practic, azi, Complexul Energetic Oltenia are disponibile 7 grupuri funcționale, 3 la Rovinari, de 330 MW, 3 la Turceni, de 330 MW, și Ișalnița – unul, de 315 MW. La Rovinari avem în proces de modernizare grupul 5, cu termen de finalizare trimestrul 4 din 2023. Combustibilul îl asigurăm din cele 9 perimetre miniere. Aici trebuie spus că și resursele acestea sunt epuizabile. La sfârșitul anului viitor se vor epuiza rezervele în trei dintre aceste perimetre. Este vorba de Peșteana, Husnicioara şi Lupoaia, urmând ca, până la jumătate a anului 2024, să se facă și ecologizarea perimetrelor. Deci, în acest moment producem energie la standardele europene, cu respectarea cerințelor de mediu. Menținerea unui mix energetic diversificat, și aici trebuie să includem și cărbunele, reprezintă un obiectiv strategic. Este nevoie încă de combustibil fosil și am văzut ce se întâmplă în toată Europa.
Privind investițiile noi, am avut un proces de selecție de investitori pentru 5 din cele 10 proiecte. Este vorba aici de patru parcuri fotovoltaice și grupul pe gaz de la Ișalnița. Avem parteneri pentru parcurile fotovoltaice – OMV; pentru termocentrale pe gaz de la Ișalnița – ALRO.
Pentru celelalte 5 proiecte, termocentrala de la Turceni și 4 parcuri fotovoltaice, vom relua procesul de selecție, astfel încât să fim în măsură să punem în funcțiune aceste noi investiții la termene asumate prin planul de restructurare”, a mai spus Daniel Burlan.
Despre pregătirile pentru iarnă, șeful CE Oltenia a precizat: ”În ceea ce privește stocurile de cărbune pentru această perioadă, aveam obligația constituirii unui stoc de 735.000 de tone de cărbune la nivelul anului 2021. La ora aceasta, în depozitele termocentralelor și exploatărilor miniere, precum și la termocentrala de la Craiova, avem circa 900.000 de tone de cărbune.
Grupurile, la ora aceasta, sunt în stare de funcționare în toate termocentralele. Avem asigurate fronturile de lucru, spre deosebire de anii anteriori, în care am avut probleme cu asigurarea fronturilor în perimetrele miniere. Deci, practic, suntem pregătiți pentru această perioadă, așa cum, de altfel, tot timpul s-a demonstrat că atunci când este o criză și este nevoie, cărbunele a dovedit că este un produs care asigură siguranța sistemului energetic”.
Întrebat despre colaborarea cu Tinmar, Daniel Burlan a declarat: ”În legătură cu, până la urmă, neaprobarea ca partener a companiei Timar este, până la urmă, atributul acționarului Complexul Energetic Oltenia, care a avut îngrijorări datorită faptului că acest proces de negociere cu Tinmar s-a prelungit peste program. Exista riscul de neimplementare a proiectelor și nerespectarea calendarului necesar implementării acestora. Mai mult, știți că au fost niște declarații în care Timar spunea că nu mai are surse de finanțare; au apărut și în media aceste informații. Practic, a fost opțiunea acționarului, care nu a aprobat continuarea acordului acționarilor și actul constitutiv pentru aceste societăți în vederea implementării acestor investiții”.
Privind închiderea grupurilor prevăzute în Planul de restructurare, șeful CE Oltenia a spus că ”într-adevăr, în Planul de restructurare se avea în vedere închiderea grupului 3 de la Rovinari și 7 de la Turceni. Grupul 3 de la Rovinari trebuia corelat cu pornirea grupului 5, grup aflat în modernizare la Rovinari. Doar că acolo aveam ca și antreprenor general Romelectro, care a avut niște probleme, și are în continuare niște probleme, fapt ce a întârziat acest proces de modernizare. Iar grupul 7 era în ordinea de merit ultimul grup care putea să intre în funcțiune.
Doar că a apărut această situație, a apărut Ordonanța privind decarbonarea sistemului energetic, ce prevede ca aceste grupuri să fie trecute ca și rezervă tehnică, nu să fie închise definitiv și ireversibil, cu dezafectare. Practic, aceste grupuri vor fi menținute în stare de funcționare și, așa cum prevede Ordonanța de decarbonare, la cererea companiei naționale de transport, la cererea Transelectrica, acestea pot fi puse în funcțiune. Doar că situația actuală, și vedem ce se întâmplă în toată lumea, ne cere ca aceste grupuri să aibă producție și pentru anul 2023. Deci, aceste grupuri vor fi prevăzute cu producție, fiindcă regimul de funcționare la Complexul Energetic Oltenia va fi în continuare cu 5 grupuri din 7. Știm că noi nu avem flexibilitatea celorlalți producători.
Trebuie să avem și grupuri în rezervă, să fim pregătiți, mai ales că fiecare grup are un program de revizie tehnică anuală cu o perioadă de imobilizare de la o lună până la 3 luni, în funcție de numărul de ore de funcționare a grupului respectiv. Deci, trebuie să avem aceste grupuri ca rezervă tehnică. Grupurile vor putea funcționa și după 1 ianuarie, pe bază comercială sau funcțională. Atâta timp cât compania nu solicită suplimentare a ajutorului de restructurare, fiindcă știm că cea mai mare parte a ajutorului de stat s-a dus pentru achiziția certificatelor de CO2 aferentă anilor anteriori, 2019-2021, putem funcționa în condiții comerciale cu aceste lucruri”, a mai spus Daniel Burlan.
Potrivit acestuia, regimul de funcționare a grupurilor din Complexul Energetic Oltenia înseamnă 5 grupuri. ”Deci, niciodată n-o să putem să funcționăm cu 7 grupuri sau să ne estimăm o producție sau contracte comerciale pentru 7 grupuri, fiindcă n-avem cum. Două grupuri trebuie să fie tot timpul ca rezervă, fiindcă am spus-o, repet, grupurile sunt programate în reparația anuală în această perioadă fiecare dintre grupuri și trebuie să avem o rezervă. Deci, stocurile pe care le avem noi asigură programul de funcționare pentru 5 grupuri. Intrările de cărbune lunare sunt la nivelul consumului pentru toate grupurile din cadrul Complexului Energetic Oltenia în această perioadă. Practic, la sfârșitul perioadei de iarnă, stocurile nu vor scădea foarte mult față de nivelul actual, fiindcă producția lunară din carieră asigură necesarul cărbunelui pentru grupuri”, a mai spus șeful CEO.
Acesta a precizat că, pentru jumătate dintre societățile producătoare de energie exista obligația ca, până la 1 noiembrie, să aibă aprobate în Adunarea Generală a Acționarilor strategia de vânzare. ”Și noi am aprobat strategia de vânzare pentru perioada următoare în Adunarea Generală a Acționarilor. În funcție de disponibilitate vor fi pachete și pe OPCOM. Fiindcă Complexul Energetic Oltenia, în anul 2021, când lucram la Programul de restructurare, trebuia să demonstrăm Comisiei Europene că avem asigurată contribuția proprie pentru susținerea Planului de restructurare. Și am fost nevoiți să vindem pe OPCOM cantități de energie pentru a ne acoperi această contribuție la prețurile de atunci. Doar că am avut solicitări și oferte și cu formule de preț. E formula care se referă la prețul ROPEX. Undeva, este un preț real al pieței. ROPEX înseamnă un preț mediu al piețelor la termen și acesta este prețul cu care valorificăm și vindem cantitățile acum. Pentru anul 2023 nu mai este o cantitate importantă disponibilă, dar pentru ‘24-‘25 urmează să scoatem pachete importante de energie. Sper ca de data aceasta să participe (n.r. – și marii furnizori). S-a văzut că neparticiparea furnizorilor la solicitările noastre, la ofertele noastre de atunci, le-a creat probleme în această perioadă”, a mai spus Daniel Burlan.
Virgiliu Ivan, Transelectrica: Capacitatea de import a României va depăși 3.000 MW în această iarnă
Virgiliu IVAN
”Transelectrica, în calitatea sa de operator de transport și sistem al energiei electrice, are ca prioritate pregătirea și funcționarea Sistemului Energetic Național în permanență și, îndeosebi, în perioada de iarnă”, a declarat Virgiliu Ivan, directorul Unității Operaționale Dispecerul Energetic Național, în cadrul celei de-a XXXVII-a ediții a Conferințelor FOCUS ENERGETIC, ”Provocările iernii 2022 – 2023 pentru sistemul energetic național”.
”Transelectrica și Transgaz (n.r. – operatorul de transport și sistem pentru gaze naturale) suntem, practic, integratori; la noi se strâng toate. De aceea, prin activitățile noastre încercăm să identificăm și să rezolvăm orice situație. Este o provocare această iarnă pentru noi toți, pentru că este o situație care nu s-a mai întâlnit și pe care încercăm să o gestionăm. Așa cum știm cu toții, a fost un an al provocărilor, un an al încercărilor majore, de la criza gazelor naturale, seceta prelungită care a afectat întreaga Europă și nu zone, porțiuni din Europa. A fost o secetă prelungită ca durată și extinsă ca și arie. Plus contextul geopolitic și războiul care este la granițele noastre. De aceea, pentru sezonul care urmează, într-adevăr, suntem într-o situație care, până acum, nu a fost luată în considerare.
Știm cu toții că este Regulamentul 941, care a intrat în vigoare la începutul anului 2020 și care se referă la identificarea și tratarea riscurilor ce apar în sectorul energetic. O astfel de situație, în care să se suprapună atât de pregnant atâția factori, nu a fost luată în considerare. Dar, pe parcursul acestui an, încă din iarna trecută, primăvară și până în prezent, au fost puse în mișcare foarte multe mecanisme, astfel încât pentru iarna care urmează să traversăm bine problemele, sincopele care au fost identificate și care ar putea să apară.
De aceea, cuvântul de ordine pentru perioada de iarnă care ne așteaptă este acela de coordonare, de colaborare între actorii din piața de energie electrică și de gaze naturale. Coordonarea cu autoritățile, atât ale statului român, cât și autoritățile europene este foarte importantă. Doar printr-o colaborare și printr-o coordonare foarte, foarte bune la nivelul tuturor actorilor și instituțiilor putem depăși cu bine această perioadă de iarnă care ne așteaptă.
La nivel național, la gaze, ca și stoc, stăm foarte bine. În ceea ce privește nivelul de energie în lacurile de acumulare și acolo stăm bine. Am fi putut sta mai bine, dar, comparativ cu alte țări din regiune și din Europa, la nivelul rezervelor de apă România stă cel mai bine. Asta e o încurajare. Datele sunt publice, se găsesc pe site-ul de transparență la nivel european și se vede acolo că România, din perspectiva, rezervelor de apă stă bine.
De asemenea, stăm bine și în constituirea stocurilor de cărbune. Rămâne să evaluăm permanent starea sistemului și să intervenim, dacă situația va impune.
La nivel european, toată această activitate este monitorizată de la nivelul Comisiei, iar în cadrul Asociației operatorilor de transport și sistem din Europa, încă din luna trecută, din octombrie, se organizează evaluări ale stării sistemelor. Se fac aceste evaluări de către fiecare operator de transport și sistem, se analizează și se discută în ședințe săptămânale. În fiecare vineri avem astfel de ședințe la nivel european, în care sunt dezbătute toate problemele care au fost identificate ca urmare a raportărilor care s-au realizat. Procedura aceasta poate fi declanșată în orice situație. Și la nivelul nostru, al operatorilor, ne putem întâlni, putem discuta, putem analiza în orice moment o situație care a apărut sau pe care o estimăm că va apărea și care ar putea afecta siguranța în funcționare. Deci, repet, este o ordonare foarte, foarte atentă la nivel european a situației energetice. Așa cum știm, atât la nivel politic european, cât și la nivelul nostru, tehnic, operațional, se pune foarte, foarte mare accent pe colaborare și pe ajutorare, astfel încât un sistem energetic, atunci când este în dificultate, să poată să fie ajutat de celelalte sisteme, în general prin mecanisme de piață”, a spus Virgiliu Ivan.
În ceea ce privește pregătirile de iarnă, Virgiliu Ivan a precizat: ”În ceea ce privește activitatea noastră, a Transelectricii, de operator de transport, în anul acesta, în 2022, s-a desfășurat o activitate intensă de mentenanță, atât de mentenanță minoră, dar au fost câteva lucrări și de mentenanță majoră. Stăm foarte, foarte bine cu gradul de realizare a programului de mentenanță. În această perioadă, în care temperaturile exterioare și vremea ne permit, să știți că se lucrează din plin.
De asemenea, pe zona investițională au fost făcute câteva progrese importante anul acesta, în zona liniilor electrice aeriene. Urmează ca la sfârșitul anului să fie gata și pusă în funcțiune linia Cernavodă-Stâlpu, porțiunea de la Cernavodă până la stația Gura Ialomiței. Porțiunea cealaltă are o întârziere, dar nu din perspectiva liniei electrice. Se lucrează, de asemenea, pe o altă linie importantă: Porțile de Fier – Anina – Reșița. Zilele acestea încep lucrările și pe alte 2 linii de 400 kV din zona Dobrogea. O linie foarte importantă la care se lucrează de anul trecut, de legătură între Dobrogea și Moldova, este Smârdan – Gutinaș.
Au fost puse în funcțiune câteva stații noi anul acesta, astfel încât obiectivul nostru de a avem un grad ridicat de siguranță în funcționare să fie atins prin aceste lucrări de mentenanță, respectiv măsuri și proiecte investiționale.
Ne dorim, și este un obiectiv pe care îl urmărim la nivel european, la nivelul tuturor operatorilor, ca, până la sfârșitul lunii noiembrie, să se finalizeze toate lucrările de mentenanță, astfel încât disponibilitatea rețelei electrice de transport să fie la nivel maxim și să asigure capacități de transport, respectiv capacități transfortaliere foarte ridicate, pentru a permite comercializarea și transportul energiei electrice. Aș da un exemplu: din România până-n Portugalia și invers, din Spania către România. Deci, se fac aceste culoare de transport energie electrică, care au ca obiectiv permiterea utilizării energiei electrice indiferent de locul de producere și de consum de energie electrică”, a mai spus reprezentantul Transelectrica.
”Tot în baza regulamentelor europene, toți operatorii de transport și sistem avem obligația de a crește aceste capacități transfrontaliere. În fiecare an, în baza unui plan de acțiuni pe care îl avem aprobat, avem obligația de a crește capacitatea transfrontalieră. Pentru anul acesta, cel puțin pe perioada de iarnă, capacitatea transfrontalieră va fi în jur de 3.000 MW, ba chiar mai mult de 3.000 MW de import. Putem ajunge spre 3.500 MW, bineînțeles și funcție de disponibilitatea rețelei electrice de transport atât din România, cât și din țările vecine, dar și de structura surselor de producere de energie electrică.
Un alt obiectiv pe care l-am urmărit în această perioadă, dată fiind situația energetică la nivel european, a fost acela de a arăta în permanență necesitatea menținerii în funcțiune a celor 2 grupuri de la Complexul Energetic Oltenia. Este vorba de grupul 3 de la Rotinari și grupul 7 de la Turceni. Prin datele, analizele pe care noi le-am transmis, am încercat să susținem această idee. Ne-am dori ca la nivel european, cel puțin pe această perioadă de criză energetică, să se relaxeze un pic și să se permită statelor membre să poată menține grupurile energetice care dau siguranță în această perioadă dificilă, cel puțin pe o perioadă limitată de timp, cel puțin în perioada de iarnă, dacă nu mai mult, până se va termina războiul și până când la nivel european nu vor apărea și alte surse de energie electrică regenerabile, respectiv clasice.
Este momentul la care, atât la nivelul statelor membre, cât și la nivel european, să se relaxeze această politică, pentru că, la momentul la care au fost asumatate aceste planuri, situația energetică era cu totul și cu totul alta. Mizăm de înțelegerea forurilor europene”, a mai spus șeful DEN.
Acesta a întărit că, ”la nivelul nostru, al operatorilor de transport și sistem, se fac evaluări permanente. Evaluăm situația, identificăm probleme, identificăm riscurile și, cu sprijinul tuturor, încercăm să evităm situațiile periculoase în care să fie afectată alimentarea consumatorilor. Bineînțeles că, dacă din perspectiva, să spunem, a pregătirii rețelei, a pregătirii grupurilor, aici riscurile sunt ceva mai reduse. Pot apărea și alți factori, cum ar fi condiții meteorologice extreme care ne-ar putea ridica probleme de vânt foarte puternic, de chiciură, de fenomene extreme, cărora în anumite situații, nu le-am putea face față sau ar putea apărea probleme. Dar știm cu toții că noi, operatorii de transport și de distribuție, avem și obligația de a interveni, de a avea echipe, de a avea pregătită baza materială, astfel încât atunci când apar defecțiuni în instalațiile noastre să putem interveni și într-un timp rezonabil să repunem în funcțiune aceste instalații”.
Întrebat despre posibilele efecte negative și asupra sistemului românesc, de exemplu, asupra funcționării liniilor, ale distrugerilor masive cauzate de atacurile rusești asupra sistemului energetic al Ucrainei, șeful DEN a răspuns: ”Situația energetică, într-adevăr, este dificilă, și pentru colegii din Ucraina. Din fericire, și asta știam, pentru că funcționarea a fost analizată prin foarte multe studii anterior și s-a dovedit și în funcționarea interconectată reală că ajută cele două sisteme, din Republica Moldova, respectiv din Ucraina. Până acum nu au fost situații care să afecteze funcționarea sistemului energetic din România, mici perturbații care au fost gestionate conform procedurilor noastre, dar nici atunci când au fost atacuri ale rușilor asupra infrastructurii energetice din Ucraina, acele efecte care au apărut nu au fost resimțite la nivelul rețelei electrice. Bineînțeles, apar fluxuri care sunt gestionate, dar, din punct de vedere al afectării consumatorilor și producătorilor de energie electrică, nu am avut niciun impact negativ. Deci, funcționarea aceasta interconectată, care are loc din luna februarie, s-a dovedit cu totul și cu totul benefică celor două sisteme și v-am spus că ea a fost analizată anterior sincronizării. Încă anterior interconectării sincron, odată cu apariția războiului, la nivel european și în special la nivelul vecinilor, a țărilor din regiune, avem ședințe aproape zilnic în care analizăm funcționarea, în care evaluăm potențialele pericole, astfel încât împreună să putem gestiona și această situație dată de războiul din Ucraina, și care s-ar putea repercuta asupra noastră”.
În legătură cu ajutorul de avarii acordat Republicii Moldova, Virgiliu Ivan a spus: ”Transelectrica și România suntem aproape de Republica Moldova și îi sprijinim. I-am ajutat atunci când au avut nevoie. Cantitățile nu sunt mari. Am avut rezerve suficiente în această perioadă în care temperaturile au fost ridicate, în care consumul de energie electrică a fost mai redus. Între timp și-au dezvoltat mecanisme de asigurare a necesarului de energie electrică și, bineînțeles că, în perioada următoare, vom fi alături de dumnealor. Noi, Transelectrica, respectiv România, vom fi principalul suport în ajutorarea Republicii Moldova”.
Florin Bunea, Transgaz: Nu întrevăd să fie probleme în sistemul național de transport în această iarnă
”Referitor la pregătirile de iarnă, în fiecare an, imediat după ce ieșim dintr-o iarnă, chiar în primăvară, la nivelul Transgaz se întocmește un plan de acțiuni pentru asigurarea funcționării sistemul național de transport gaze în condiții de siguranță în perioada iernii următoare”, a declarat Florin Bunea, director executiv Departament ”Operare” în cadrul Transgaz, în cadrul celei de-a XXXVII-a ediții a Conferințelor FOCUS ENERGETIC, ”Provocările iernii 2022 – 2023 pentru sistemul energetic național”.
”Bineînțeles că și anul acesta s-a întocmit acest program de acțiuni pentru funcționarea în condiții de siguranță în perioada iernii 2022-2023, program care trebuia pus în aplicare și încheiat până la 1 noiembrie. Și în acest an, am finalizat aceste acțiuni prevăzute în acest program de asigurare a condițiilor de funcționare în siguranță. Până la 1 noiembrie, toate lucrările de reparații, lucru la conducte ce necesitau cuplări SNT, au fost încheiate înainte de 1 noiembrie, iar puținele lucruri care ne-au mai rămas de executat, și pentru care profităm în continuare de vremea bună, nu implică afectarea capacităților de transport, deci nu este nimeni afectat de continuarea acestor lucrări. S-au realizat pregătirea și echiparea instalațiilor tehnologice, aceste instalații tehnologice fiind stațiile de reglare/măsurare, stațiile de comandă vană, nodurile tehnologice, pentru a se asigura capacități de livrare către toți consumatorii racordați la Sistemul Național de Transport (SNT) chiar și în condiții de iarnă severă. De asemenea, toate cele 8 stații de comprimare din cadrul SNT sunt în stare de funcționare. S-a realizat și programul de curățenie tehnologică a conductelor defilabile, adică pot fi curățate cu pistoalele de curățire pentru a se asigura capacitatea maximă de transport și calitatea gazelor să fie conformă.
Aș mai spune și că inclusiv echipele de lucru din cadrul exploatărilor teritoriale și formațiile de intervenții de la Sucursala Mediaș a Transgaz au fost instruiți și pregătiți pentru a interveni în condiții de iarnă la toate punctele”, a mai spus Florin Bunea.
În ceea ce privește capacitățile transfrontaliere de import-export, șeful Dispeceratului de Gaze Naturale a spus: ”Acestea sunt puse la dispoziție, ca în fiecare an, conform acordurilor de interconectare încheiate cu partenerii adiacenți. În urma licitațiilor de capacitate transfontalieră anuale, trimestriale și lunare, pentru luna noiembrie capacitatea rezervată de intrare în România, pentru că asta interesează acum, este la nivel de 9,7 milioane mc pe zi. Conform calendarului de organizare a acestor licitații, urmează în 7 noiembrie și rezervări de capacitate trimestrială, după care, în data de 21 noiembrie, urmează rezervarea de capacitate lunară pentru luna decembrie, când vom ști cu exactitate ce capacități de intrare în România sunt rezervate. Practic, ce se va completa față de rezervărele anuale și trimestriale derulate până acum.
De exemplu, pentru luna decembrie, pe cele două rezervări de capacitate anuală și trimestrială, s-a rezervat capacitatea de 7,5 milioane mc, care este, practic, până la sfârșitul lunii aprilie. Sperăm că în urma rezervărilor trimestriale și lunare, această capacitate rezervată să crească, astfel încât să avem o garanție că vor fi aduse și volume de import în țară”.
”Referitor la înmagazinare, Transgaz și-a constituit stocul conform obligației determinate de decizia ANRE. Este undeva la 62 milioane mc, este constituită. Aș mai completa informațiile privind depozitele de înmagazinare. În această dimineață, de 3 noiembrie, stocul de gaze în depozitele de înmagazinare operate de ambii operatori de înmagazinare din România – mă refer și la Depogaz Ploiești, și la Depomureș Târgu Mureș – era de aproximativ 2,977 miliarde mc, cu 682 milioane mc în plus față de anul trecut, un grad de umplere de peste 97%. Acesta este cel mai mare stoc existent în depozite în ultimii 7 ani. Este cel mai mare stoc din 2016 încoace”, a mai spus Florin Bunea.
”În concluzie, cel puțin, în acest moment, pe analizele ce le avem, nu întrevăd să fie probleme în sistemul național de transport în această iarnă. Pe ce susțin această afirmație? În primul rând, este vorba de producție internă, care, față de anii trecuți, a crescut cu producția BSOG. Deci, declinul de producție înregistrat în anii anteriori a fost acoperit și chiar e un pic mai mare decât producția care era acum câțiva ani buni, prin intrarea în piața din România a producției din Marea Neagră a Black Sea Oil and Gas.
Deci, din acest punct de vedere, avem producție internă mai mare decât în ultimii 2 ani, de exemplu, cu care am putea să ne comparăm. Nu au fost probleme în SNT privind livrarea și asigurarea consumurilor la parametri normali de funcționare. Al doilea aspect la care m-aș referi ar fi, bineînțeles, acest grad de umplere al depozitelor, care este foarte mare. Coroborat cu producțiile mai mari, ne asigură confortul că vom avea o capacitate de extracție zilnică mai mare decât am avut în anii anteriori, prin umplerea aproape la maxim a depozitelor de înmagazinare și prin investițiile și dezvoltările făcute în special la Bilciurești. Se vor putea extrage niște cantități zilnice mai mari, astfel încât în perioada când avem vârfuri de consum, generate de temperaturi scăzute, să putem apela la o extracție din depozite zilnică mai mare decât reușeam până în acest moment.
Al treilea aspect la care m-aș referi este scăderea consumului în România. Vreau să vă spun că, pe primele 10 luni ale anului acesta, consumul în România a fost cam cu 15% mai mic decât anul trecut, în aceeași perioadă de 10 luni. În acest moment nu văd niciun motiv că acest trend s-ar modifica, având în vedere că nu funcționează combinatele chimice, că sunt mulți operatori care, din cauza costurilor cu gazele, și-au oprit producțiile. Nu văd deloc ca acest procent să nu se mențină și în perioada iernii. Pe medie, e clar că ne descurcăm, nu sunt probleme aici.
Întotdeauna iarna s-au pus problemele pe acele vârfuri de consum. Înainte, importul era foarte mare atunci, ca să se poată acoperi necesarul. Deci, inclusiv vârfurile de consum nu vor mai fi la nivelul de acum câțiva ani, cel puțin în estimările noastre.
Și, nu în ultimul rând, aș spune că îmi este greu să cred că nu va fi import în această iarnă. Ca dovadă, se rezervă aceste capacități la nivel de aproape 10 milioane mc pe zi. Mi-este greu să cred că nu va fi deloc import în România”, a mai spus reprezentantul Transgaz.
Gazele pot intra în țară și prin alte puncte decât cele din Ucraina. Astfel, se pot importa gaze via Bulgaria (prin interconectoarele Kardam – Negru Vodă și Ruse – Giurgiu), precum și via Ungaria (prin conducta Szeged – Arad).
”Proveniența gazului nu avem cum să o știm, deoarece toate aceste achiziții se fac din punctele virtuale de tranzacționare ale țărilor adiacente, unde se tranzacționează molecula. Nu se cunoaște culoarea gazului. Deci, cel puțin aici pot să vă spun, la nivelul Transgaz nu se cunoaște proveniența, decât dacă un anumit furnizor face declarație și spune clar că gazul nu e adus de la Gazprom, să zic, dau un exemplu.
Pe de altă parte, tot ce se exportă se exportă din aceste puncte virtuale de tranzacționare din România, operate de Transgaz, unde toate gazele care vin – moleculele – se amestecă, furnizorul își face un un mixt și spune „de acolo atât dau la consum clienților mei, atât duc la depozit, atât extrag din depozit, atât am adus din import”, a mai spus Florin Bunea.
Marian Bitică, OMV Petrom: Exporturile au reprezentat 0,3% din totalul vânzărilor OMV Petrom
”Mulțumesc mult pentru oportunitatea pe care o acordați OMV Petrom de a-și scoate în evidență lucrurile frumoase pe care le-a făcut pentru pentru iarna următoare”, a declarat Marian Bitică, head of Sales, Trading & Origination – Gas & Power la OMV Petrom, la conferința FOCUS ENERGETIC.
”În primul rând, m-aș referi la trei elemente pe care noi le-am pregătit în domeniul gazelor naturale. Numărul 1: am efectuat la timp tot ce înseamnă lucrări de mentenanță în câmpurile noastre petroliere. Ultima mare lucrare de revizie tehnică în câmpurile petroliere a fost efectuată în prima jumătate a lunii octombrie 2022. Practic, suntem pregătiți și nu avem programate sau planificate niciun fel de lucrări în perioada următoare. Următoarele lucrări le avem în vara viitoare, deci suntem pregătiți. Poate mult mai bine ca anii trecuți. Știți foarte bine, la OMV Petrom, gradul de depletare a rezervelor pe care le avem este accentuat. Dar, ca o veste foarte, foarte bună, în trimestrul 3 al acestui an scăderea producției de gaze naturale a reușit să fie limitate și încetinită. Practic, am scăzut cu doar 2% comparativ cu perioada similară a anului anterior.
Numărul 2: am înmagazinat o cantitate mult mai mare de gaze naturale comparativ cu perioada similară a anului trecut, chiar mult mai mare decât obligația legală pe care OMV Petrom o are în contul clienților finali pe care îi are în portofoliu.
Și numărul 3: în ultima perioadă am fost foarte, foarte activi pe partea de trading. Ne-am pregătit cu contracte de achiziție de gaze naturale din diverse surse, din diverse țări, ținta principală, bineînțeles, fiind asigurarea securității în aprovizionarea portofoliului de clienți finali pe care OMV Petrom îi are atât pe piața concurențială din România, cât și în calitate de furnizor de ultimă instanță pe care OMV Petrom o are. Începând cu luna luna aprilie a anului 2022, portofoliul nostru de client s-a mărit substanțial în ceea ce privește clienții finali, care, dintr-un motiv sau altul, au rămas fără un furnizor în spate.
Deci, acestea ar fi cele trei lucruri majore în domeniul gazelor naturale pe care OMV Petrom le-a pregătit pentru iarna următoare.
Aș mai adăuga un ultim lucru în ceea ce privește energia electrică, bineînțeles, pentru că avem și capacități de producție. Am reușit în primele 9 luni ale anului 2022 să producem cu 9% mai multă electricitate, comparativ cu perioada similară a anului anterior. Toată electricitatea pe care am produs-o am livrat-o pe piața din România clienților pe care îi avem, clienților finali, cât și pe piața angro, fiind unul dintre jucătorii importanți și în domeniul energiei electrice.
Cam astea ar fi câteva lucruri frumoase, pe care noi le-am făcut, urmând strategia OMV Petrom, bineînțeles, o strategie care are în epicentru piața din România și clienții finali din România”, a declarat Marian Bitica.
Întrebat despre înmagazinarea gazelor naturale, reprezentantul OMV Petrom a spus: ”Sunt mai mulți factori care au contribuit la creșterea gazelor înmagazinate în această perioadă. Numărul 1: bineînțeles, a fost producția de gaze naturale din producția internă, care a fost stabilă și chiar puțin mai mare față de de anul trecut. Numărul 2: poate și mai important, contextul geopolitic în care ne aflăm, ceea ce a determinat, bineînțeles, fiecare furnizor care e activ pe piață din România să constituie stocuri de gaze naturale, pentru a-și asigura necesarul portofoliului de clienți, clienții proprii. Se adaugă recordul negativ, aș spune eu, la consumul de gaze naturale în România în acest în acest moment. Toți acești factori au determinat ca înmagazinările să fie foarte, foarte mari. Spunem noi că este un lucru extraordinar de bun pentru România și suntem, oarecum, într-o poziție privilegiată comparativ cu, aș menționa, poate Bulgaria, aș menționa, poate Ungaria, în ceea ce privește stocurile din pe gaze pe care le avem în momentul ăsta în depozitele de înmagazinare”.
În ceea ce privește exportul de gaze naturale, Marian Bitica a spus: ”Cred că este o întrebare pe buzele tuturor. Aș confirma că, în primele 9 luni ale acestui an, Petrom a exportat o cantitate extrem de mică, marginală, de gaze naturale, 0,3% din total vânzări OMV Petrom. Asta înseamnă că Petrom nu exportă! Importă foarte multe gaze! Trebuie să menționăm că Petrom asigură cu prioritate consumul clienților din portofoliul propriu de gaze, pe care le-am pus și în depozite. Numai după ce am asigurat aceste lucruri, ne-am gândit la la export, dar cantitatea a fost extrem, extrem de mică și nesemnificativă.
Țelul nostru este întotdeauna să facem pentru România, deși aș menționa, că tot a venit vorba, de importuri. Totuși, sunt niște bariere în acest moment, nu neapărat tehnice, bineînțeles.
Există tot ce ne trebuie, dar este o barieră legislativă în ceea ce privește acea contribuție la Fondul de Tranziție Energetică, care face ca importatorii de energie electrică, gaze naturale, nu contează, să rămână doar cu o marjă de 2%. Țin să menționez că această marjă de 2% nu acoperă nici costul de finanțare, care a fost de 8-9%, nici măcar recuperarea costurilor logistice pentru a aduce gazul natural sau energia electrică din PVT-urile învecinate (n.r. – Punctul virtual de tranzacţionare), de a aduce în România. Deci, este un mare impediment la acest moment. Noi avem speranța și avem convingerea că se vor face corecturile necesare pentru a avea o iarnă fără evenimente. Bineînțeles, ne uităm afară, peste 20 de grade, totul este în regulă, dar poate să vină acel scenariu în care avem iarnă.
Deci avem speranța că aceste lucruri se vor corecta la nivel legislativ și ne vor da predictibilitatea nu numai nouă, bineînțeles, ci tuturor actorilor de piață care au în centrul piața din România, să facă lucrurile necesare pentru a garanta securitatea în aprovizionarea țării noastre”, a mai spus reprezentantul OMV Petrom.
Alin Crăciunescu, E-Distribuție Muntenia: Și noi, în cadrul societăților de distribuție, ne-am pregătit pentru trecerea vârfului de iarnă, ca întotdeauna
”Și noi, în cadrul societăților de distribuție, ne-am pregătit pentru trecerea vârfului de iarnă, ca întotdeauna! Există un program bine stabilit pentru partea de măsuri tehnice tehnice, măsuri operaționale, măsuri organizatorice, administrative, de tot felul”, a declarat Alin Crăciunescu, Director Regiune E-Distribuție Muntenia, compania de distribuție a energiei electrice membră a Grupului ENEL în România, la cea de-a XXXVII-a ediție a Conferințelor FOCUS ENERGETIC, ”Provocările iernii 2022 – 2023 pentru sistemul energetic național”.
”Verificăm instalațiile electrice, monitorizăm dispozitivele de funcționare ale tele-controlului, facem inventarierea și verificarea grupurilor electrogene. Sunt o serie de scheme electrice care trebuie stabilite pentru perioada aceasta de iarnă. Se fac probe specifice pe instalațiile de rezervă, de bază, trebuie să asigurăm stocurile minime de materiale pentru intervenții.
Dar, pe lângă toate lucrurile acestea, care sunt normale și le face orice operator de distribuție responsabil în România și nu numai, noi punctăm foarte, foarte tare pe partea de digitalizare, partea de automatizare a rețelelor de distribuție și partea de tele-control. Sunt lucrări de mentenanță pe care le-am făcut – și nu puține! -, defrișări și remedierea punctelor slabe identificate de-a lungul anului, pentru că nu putem să facem pregătirea într-o lună, acum, înainte de venirea iernii, să descoperim că vine iarna. Sunt lucruri pe care le facem zi de zi în activitatea noastră.
Și atunci, noi mergem foarte tare spre automatizarea și digitalizarea rețelei, pentru că doar în felul acesta putem să avem un timp de reacție foarte, foarte rapid și să venim în întâmpinarea clienților noștri, să ne identificăm punctele de defect sau cu posibile probleme foarte, foarte repede și să realimentăm clienții noștri cât mai repede posibil. În acest sens, ne ducem cu toată activitatea noastră, cu ideile de investiții viitoare, cu ceea ce facem zi de zi, pe lângă menținerea și o mentenanță temeinică a rețelelor pe care le avem în gestiune, și spre digitalizarea acestora. Cum spuneam, doar cu ajutorul automatizării și ale controlului noi reușim să intervenim foarte, foarte repede sau mult mai repede decât dacă ne-am deplasa în teren”, a mai spus reprezentantul distribuitorului ENEL.
Întrebat despre penele de curent cauzate, de exemplu, de lucrări de construcție, Alin Crăciunescu a răspuns: ”Din păcate, este un fenomen care are o amploare destul de mare, mai ales în zona urbană sau periurbană, care se dezvoltă foarte, foarte tare. Într-adevăr, este o problemă și pentru noi, pentru că multe firme aleg să nu respecte avizele și documentele puse de noi la dispoziție, să lucreze într-un ritm alert, dar fără să țină cont de normative și de restricțiile pe care noi le impunem. Și atunci suferă toată lumea, din păcate. Și, mai mult decât atât, pe lângă faptul că suferim pentru că nu avem curent electric în momentele respective, trebuie să plătim și niște bani, să remediem ceea ce s-a stricat. Mai mult, noi, ca operator de distribuție, suntem în situația de a plăti și compensații când ajungem la 8 întrerupe pe o anumită zonă. Și în zonele unde se construiește foarte mult, lucrurile acestea se întâmplă. E un fenomen pe care trebuie să-l gestionăm, încercăm să o facem cât mai repede. Am dori, măcar în acel moment, să fim anunțați că există o problemă și că s-a întâmplat într-un anume punct, pe strada, la numărul, în față și așa mai departe, pentru că noi trebuie să procedăm pentru remedierea acelei avarie, acelui incident. Și începem cu verificarea standard a liniei de medie tensiune, a elementelor defecte. Acolo unde rețeaua este automatizată și avem tele-control, lucrurile se întâmplă destul de repede și reușim să identificăm tronsonul de defect. Dar nu ar fi rău ca cineva sau cine a făcut lucrul acesta să ne și anunțe să spună, nu doar pe noi, ci pe orice operator de distribuție, utilități – și apă, și gaz, și curent. Atunci când se întâmplă. De preferat ar fi să nu se întâmple și lucrurile să fie respectate întocmai, conform avizelor puse de noi la dispoziție”.
Pe de altă parte, reprezentantul E-Distribuție Muntenia a precizat, în legătură cu numărul echipelor pe care compania le are pentru remedierea defectelor, mai ales pentru zone izolate, că rețelele de distribuție traversează zone destul de neurbanizate. ”Și noi trebuie să ajungem acolo unde este nevoie să intervenim. Tocmai de aceea există un program special pentru pregătirea, verificarea mijloacelor tehnice și a celor speciale, pentru că, în ultimii ani, ne-am dotat inclusiv cu mijloace de deplasare și intervenție foarte speciale – ATV-uri, chiar șenilate -, ca să putem să ajungem în locurile acestea, unde este nevoie să ajungem, în condiții de drum destul de dificile. Pentru că au fost și credem că vor mai fi situații de genul acesta și atunci noi trebuie să fim pregătiți. Aceasta este datoria noastră!
În ceea ce privește partea de personal, noi spunem că suntem pregătiți, avem un program de lucru, avem deja o experiență a câtorva ani în care funcționăm în felul acesta și suntem pregătiți cu personal să intervenim acolo unde este nevoie de noi. Sigur că pot fi situați meteo extreme, când lucrurile te dau absolut peste cap și atunci, indiferent câți oameni ai în acel moment, nu vor fi suficienți. Dar există planuri și pentru abordarea acestor situații de urgență, în care putem primi ajutor de la colegii din Grup și din afara Grupului, dacă va fi nevoie, tocmai pentru a remedia problemele dintr-o anumită zonă geografică.
Deci, noi spunem că suntem pregătiți și avem numărul de resurse suficiente pentru o funcționare normală. Nu putem să ne dimensionăm pentru fenomene meteo extreme, dar pentru activitatea zilnică suntem așa cum ar trebui să fim”, a mai spus Alin Crăciunescu.
Claudiu Crețu, director general Termoenergetica: Sperăm să avem avarii cât mai puține
”Nimeni n-ar fi crezut ca, pe 3 noiembrie, să avem 26 de grade, dar iată că avem 26 de grade. Asta înseamnă că condițiile meteorologice ne-au dat șansa să ne pregătim un pic mai bine. Toată luna octombrie am putut să lucrăm pe șantiere. Asta am făcut toată vara, astfel încât să fim cât se poate de pregătiți de iarnă”, a declarat Claudiu Crețu, director general Termoenergetica, la cea de-a XXXVII-a ediție a Conferințelor FOCUS ENERGETIC, ”Provocările iernii 2022 – 2023 pentru sistemul energetic național”.
”Luându-le pe rând, cu privire la gaze, Guvernul spune că sunt gaze și atunci îl credem pe cuvânt. Dar nicio termoficare din țară, din ce știu eu, nu are un contract care să acopere toată perioada de iarnă cu privire la furnizarea de gaze. Noi, termoficările, suntem pe furnizor de ultimă instanță. Dar, repet, depozitele sunt pline de gaze și din această perspectivă sperăm să fie totul OK.
Cu privire la situația financiară, aceasta este foarte complicată, e aceeași ca pe vremea, să zicem, RADET-ului, adică datorii foarte mari la ELCEN. Vom vedea cum trecem și de acest subiect și iarna aceasta.
Cu privire la funcționare, vom fi mobilizați, astfel încât să intervenim în cazul unor avarii. Sperăm să avem avarii cât mai puține, sperăm să avem avarii nu atât de mari încât să fie oprirea 4-5 zile. Orice avarie se poate rezolva în maxim 2 zile. Deci, punctual, vor fi probleme și iarna viitoare și peste două ierni, peste trei ierni, pentru că modernizarea sistemului nu se poate face într-o vară.
Astăzi, dacă intrăm pe aplicația Termoalert, vedem că funcționăm undeva la 91%. Deci 91% din București sunt în regulă, pe 9% sunt acum niște avarii punctuale și pe sectorul 6 se lucrează și urmează în cursul serii să fie remediată. Avem și în zona Colentina-Fundeni o avarie. Aproape în fiecare zi, dacă nu chiar în fiecare zi, avem avarii și intervenții în rețea. Dar sunt situații punctuale și căutăm să le remediem cât mai repede.
Vestea bună, pe termen lung, este faptul că zilele trecute s-a semnat contractul de modernizare a conductelor pe fonduri europene – 200 km, 300 milioane de euro. S-au semnat, de fapt, toate contractele, pe toate posturile. În iarna aceasta se va lucra la proiectare, iar din primăvară vor începe investiții consistente din fonduri europene pe rețea.
În iarna aceasta vom avea apă caldă și căldură, repet, cu acele sincope, avarii pe care nu le putem prevedea unde și când, dar statistica ne arată că astfel de probleme pot apărea oricând. Vom fi mobilizați și vom căuta să punem în funcțiune cât se poate de repede”, a spus șeful Termoenergetica.
În ceea ce privește capacitatea financiară a ELCEN de a achiziționa gaze naturale, Claudiu Crețu a răspuns: ”Răspunsul oficial foarte clar poate să-l dea ELCEN, dar pot și eu să spun. Din punctul meu de vedere, ELCEN va avea gaze. Nu cred, și îmi asum cu toată tăria, ca Bucureștiul să rămână în frig, să rămână fără gaze. Nu cred acest lucru. Deci, cât timp există gaze în depozitele României și în subsolul României, Bucureștiul va avea gaze. Acum, cu privire la plăți, penalități, situații financiare: acestea trebuie rezolvate într-un final, pentru că vorbim de companii de stat, adică plimbăm banii dintr-un buzunar în altul. Nu cred să fie probleme în acest sens. Din păcate, așa cum am zis, nici ELCEN, nicio termoficare din România nu au un contract pe un an de zile sau măcar pe 6 luni de zile în perioada de iarnă, acoperitor, cu toate cantitățile, o situație clară. Dar vom merge din lună în lună pe furnizor de ultimă instanță, pe fiecare ce a înmagazinat pe parcursul verii. Asta este situația”.
Întrebat dacă este necesară o decizie guvernamentală pentru rezolvarea situației Termoenergetica, șeful companiei a răspuns: ”Este nevoie de o clarificare, astfel încât să fie sănătate financiară și o cursivitate de la consumator până la extracția de gaze. Este un lanț. Extragem gazul, gazul ajunge prin conducte, încet, încet este ars, se produce energie electrică și termică ce ajunge la consumator. Este nevoie de o disciplină financiară, este nevoie de o cursivitate pe întreg lanțul, astfel încât să nu mai avem parte de insolvențe, falimente și așa mai departe”.
