DORU VIŞAN, SECRETAR DE STAT ÎN MINISTERUL ENERGIEI:”Dacă omorâm repede CE Oltenia, vom avea mari probleme în securitatea energetică”

Data: 30-07-2019

SURSA:BURSA.RO

  • „O treime din puterea instalată a unităţilor de producere a energiei nu este operaţională”  
  • „Avem un mix energetic echilibrat, pe care trebuie să îl menţinem ca să păstrăm securitatea energetică în ţară şi în regiune”

Sistemul Energetic Naţional numără 2.049 de unităţi de producere a energiei, care însumează 24.400 MW putere instalată, respectiv 20.100 MW putere disponibilă, însă în urma unei analize s-a constatat că o treime din puterea instalată a acestor capacităţi nu este operaţională, susţine Doru Vişan, Secretar de Stat în cadrul Ministerului Energiei. Domnia sa spune, într-un interviu acordat ziarului „BURSA”, că situaţia grupurilor energetice trebuie actualizată, iar cele care nu mai sunt operaţionale să nu mai aibă licenţă falsă de operare, respectiv să fie realizate noi capacităţi.

Doru Vişan subliniază că ţara noastră are un mix energetic echilibrat, pe care trebuie să îl menţină ca să păstrăm securitatea energetică, atât în ţară, cât şi în regiune.

Reporter: Ce resursă de producere a energiei are cea mai mare pondere în actualul mix energetic al României şi cum ar trebui să arate acesta în 2030 şi, mai departe, în 2050? Cu ce provocări se confruntă sistemul energetic de la noi?

Doru Vişan: În prezent, Sistemul Energetic Naţional (SEN) are un număr de 2.049 de unităţi de producere a energiei, care deţin licenţă de exploatare comercială. Cifra teoretică este de 24.400 MW putere instalată, respectiv 20.100 MW putere disponibilă. În contextul pregătirii programelor de iarnă, din ultimii câţiva ani, însă, am constatat că această disponibilitate nu îşi aduce aportul, motiv pentru care Ministerul Energiei, cu aportul tuturor companiilor implicate, al Transelectrica, ANRE, OPCOM, MDRAP (care deţine o parte din centrale), au realizat o analiză de detaliu a disponibilităţii reale a capacităţilor SEN. Studiul a arătat că o treime din puterea instalată nu este operaţională, în principal din cauza depăşirii duratei de viaţă, din motive juridice, din motive comerciale şi din lipsa unor alte autorizaţii. În acest context, se impune găsirea soluţiilor tehnice, administrative, juridice, pentru ca situaţia grupurilor energetice să fie actualizată.

Practic, ne dorim ca aceste grupuri, care nu mai sunt operaţionale, să nu mai aibă o falsă licenţă de operare, ceea ce ar ajuta foarte mult, atât în raportarea datelor înregistrate la Comisia Europeană (care „ne judecă” întotdeauna prin raportare la puterea instalată), dar cel mai important este că ne ajută în procesul de modenizare a sistemului energetic – retrăgând aceste capacităţi, respectiv realizând altele noi. Gestionarea acestor instalaţii energetice, aşadar, trebuie să retragă definitiv din exploatare acele grupuri care nu mai au posibilitatea să func­ţioneze din punct de vedere comercial, sau foarte important, al condiţiilor de mediu. În ceea ce priveşte structura mixului energetic, este relevantă o analiză făcută de Ministerul Energiei pe câţiva ani: 2015, 2016, 2017 şi 2018. Potrivit acesteia, dacă în 2015, cărbunele avea cea mai ridicată pondere, de 28%, fiind urmat de energia hidro – 25%, în 2018, ponderea cărbunelui s-a redus la 25%, locul fruntaş fiind ocupat de energia hidro, cu 27%, în timp ce ponderea energiei nucleare a rămas constantă pe parcursul celor patru ani, la 18% (vezi tabelul 1). Analiza mai arată că Româ­nia are, într-adevăr, un mix energetic echilibrat, pe care ne dorim să îl menţinem pentru a păstra securitatea energetică, atât în ţară, cât şi în regiune (în ultimele trei ierni, în condiţii de stres meteorologic, România a fost, de fiecare dată, factor de echilibru, fiind exportator net de energie). Cu toate aces­tea, de aici rezultă şi dependenţa de climă a energiilor regenerabile şi a celei hidro, precum şi tendinţa de scădere a ponderii cărbunelui (dar nu semnificativ), respectiv de preluare a ponderii acestuia de hidrocarburi. Ajungând şi la provocările sistemului energetic de la noi, acestea sunt reprezentate de: lipsa investiţiilor, în special în zona de generare, în unităţi noi pe gaze naturale şi în unităţi eficiente de stocare a energiei electrice; structura de monocombustibil a sectorului de producţie, cu impact major asupra companiilor cu preţul marginal cel mai mare, respectiv cele pe cărbune (aceasta este cea mai mare carenţă pe care o are sistemul energetic din România – este o structură unicat, nu avem companii care să funcţioneze cu mai multe tipuri de resurse, iar cărbunele este cel mai afectat, întrucât are cel mai mare preţ marginal şi tendinţa pieţei este să se ducă spre acesta); existenţa unor reglementări încă nearmonizate între sectorul gazeifer şi sectorul de producere a energiei electrice; necesitatea unor îmbunătăţiri la nivelul legis­laţiei primare şi secundare, în vederea eficientizării funcţionării pieţei de energie; necesitatea realizării de noi investiţii în domeniul distribuţiei de energie electrică.

Reporter: Ce măsuri ar trebui să luăm, la nivelul sectorului energetic, pentru a atinge aceste obiective? Ce schimbări şi/sau obiective sunt anunţate la nivelul UE, în domeniul energetic?

Doru Vişan: Principalele obiective pe care le avem sunt, din punctul meu de vedere, vitale pentru anul aces­ta şi pentru viitoarea configuraţie a sis­temului energetic. Până la 30 decembrie 2019, avem obligativitatea să finalizăm Planul Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice (PNIESC) 2021-2030, iar la finele lui 2018 am depus o primă parte a Planului, am primit un feedback pe această variantă şi suntem în dialog cu oficialii UE pentru a configura forma finală a PNIESC 2021-2030, ţinând cont de realităţile sistemului energetic de care vorbeam şi anterior. De asemenea, este necesar să transpunem în legislaţia primară şi ulterior în cea secundară prevederile din Pachetul Energie Curată, recent adoptat la nivelul UE, care include acte normative cu impact pe termen lung în domeniile resurselor regenerabile, eficienţei energetice şi pieţei interne de energie. Implementarea acestor acte normative va conduce la o mai bună funcţionare a pieţei de electricitate, va conferi consumatorului de energie un rol crescut pe aceas­tă piaţă şi va facilita tranziţia sectorului energetic către un sector cu un nivel scăzut de emisii de gaze cu efect de seră. Totodată, este important să atragem şi să utilizăm într-un mod cât mai eficient fondurile europene dis­ponibile pentru sectorul energetic. CE a emis Directiva 2018/410 ETS, care are două componente: Mecanis­mul 10C şi Mecansimul 10D de modernizare. Obligaţia noastră (pe care am şi îndeplinit-o) era ca, până în 30 iunie, să notificăm proiectele pe Mecanismul 10C, cu o valoare mai mică de 12,5 milioane de euro, şi am aprobat în Guvern Memorandumul prin care am decis să transferăm toate sumele care rămân pe Mecanismul 10D în fondul de modernizare. Am luat această decizie în contextul dezvoltării sistemului energetic, ţinând cont şi de celelalte state membre care au procedat astfel. Considerăm că mecanis­mul acesta este mult mai favorabil, întrucât el produce efecte nu doar post-investiţional, ci şi în avans, res­pectiv pe durata derulării contractului, facilitând apetitul investitorilor.

Reporter: Care sunt priorităţile naţionale abordate în cadrul Proiectului Planului Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice 2021-2030?

Doru Vişan: La nivelul CE există o ţintă de 32% – ponderea globală a energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie. CE a propus României o ţintă de 34%, noi am propus o valoare de 27% şi în prezent suntem în negociere cu oficialii UE, dar suntem siguri că vom găsi o cale de mijloc, repet, ţinând cont de realităţile sistemului energetic din ţara noastră. Este clar, însă, că trebuie să facem eforturi mai mari, în special în ceea ce priveşte clădirile şi reţelele de distribuţie, cogenerarea, precum şi în privinţa utilizării RES (n.r. energii regenerabile) în zonele rurale şi în localităţile electrificate, acestea fiind elementele cu impact major în domeniul eficienţei energetice. În plus, este obligatoriu să păstrăm un mix energetic echilibrat şi diversificat, deoarece avem resursa şi ar fi incalificabil să o abandonăm şi să apelăm la cea externă. Trebuie să valorificăm la maxim ce avem. De asemenea, alte priorităţi sunt: înlocuirea capacităţilor de producere a energiei electrice care vor ieşi din exploatare cu unele noi, eficiente şi cu emisii reduse; creşterea flexibilităţii SEN prin digitalizare, reţele inteligente şi prin dezvoltarea categoriei consumatorilor activi (prosumatori); creşterea capacităţii de stocare a electricităţii (vom implementa acest deziderat la pachet cu dezvoltarea RES, mai exact: nu ne vom opune niciunei dezvoltări RES, în condiţiile în care nu mai are nevoie de schemă de sprijin (maturitatea tehnologică dovedind asta) şi în contextul în care găsim şi înmagazinare (stocaj) ca să ajutăm echilibrarea sistemului; liberalizarea pieţelor de energie şi integrarea lor regională, astfel încât consumatorii să beneficieze de cel mai bun preţ – Executivul de la Bruxelles lucrează la acest pachet, iar în 2020 urmează să intre în vigoare noile coduri de reţea şi astfel serviciile de sistem se vor redefini în totalitate; reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră şi a noxelor, precum şi combaterea schimbărilor climatice; dezvoltarea sustenabilă a sectorului energetic naţional, cu protecţia calităţii aerului, apei, solului şi a biodiversităţii. Subliniez că forma finală a PNIESC va trebui să transmită un semnal clar privind direcţia pe care o va lua sectorul energetic românesc în perioada de tranziţie, privind contribuţia pe care România intenţionează să şi-o asume în procesul european şi global de decarbonare şi de reducere a schimbărilor climatice, privind planurile investiţionale din următoarea perioadă, precum şi măsurile şi acţiunile avute în vedere pentru susţinerea şi facilitarea procesului de tranziţie. După părerea mea, PNIESC este pachetul de măsuri pe marginea căruia sunt necesare discuţii mai ample.

Reporter: Care este capacitatea netă a României, instalată şi disponibilă în centralele termoelectrice pe bază de lignit şi de huilă?

Doru Vişan: Este o anomalie în ceea ce priveşte energia produsă pe bază de cărbune – se pun toate tunurile pe cărbune, toate restricţiile, toate impunerile financiare, dar atunci când sis­temul are probleme toată lumea şi-l doreşte; îl vrem neapărat şi toată lumea întreabă de ce nu merg centralele pe cărbune, care alături de cele nucleare, sunt la baza sistemului. În ceea ce priveşte aceste capacităţi de producere a energiei şi aportul adus de ele în SEN, ştim că, teoretic, puterea instalată a grupurilor termoenergetice pe bază de cărbune este de 6.200 MW, iar puterea netă este de 4.100 MW şi, deşi multe dintre aceste capacităţi nu mai sunt disponibile, aportul adus de cărbune a conferit SEN siguranţă în func­ţionare în situaţii meteo extreme şi nu doar, fiind printre puţinele centrale care au stoc funcţional. Un exemplu relevant, pe fondul temperaturilor foarte scăzute, a fost seara zilei de 9 ianuarie 2017, când producţia de energie pe bază de cărbune a fost de 3.500 MW, o treime din totalul producţiei, şi consider că este de remarcat că 9% din totalul producţiei a fost exportat, ceea ce reprezintă 10% din consumul intern al ţării. România a fost atunci un furnizor de securitate energetică la nivelul regiunii, iar acest lucru a fost posibil tocmai prin acest mix şi prin aportul cărbunelui, pentru că astfel de condiţii meteo pun în pericol mai ales funcţionarea RES (vezi tabelul 2). Observăm că una dintre ele (cărbunele) este o componentă stabilă şi necesară, iar cea­laltă (RES) este dependentă de natură, având o contribuţie foarte importantă atunci când are condiţii meteo favorabile. În final, vorbim de o dinamică extraordinară şi de o flexibilitate a sistemului pe care trebuie să le avem în vedere permanent şi la care trebuie să ne adaptăm (vezi tabelul 3).

Reporter: Care sunt beneficiile şi oportunităţile aduse de tranziţia energetică?

Doru Vişan: Ţara noastră acordă o mare importanţă acestui subiect şi zilele următoare urmează să obţinem avizul de mediu pentru strategia în domeniul energetic pe termen mediu şi lung. În acest sens, resursele regenerabile de energie şi eficienţa energetică vor avea un rol tot mai important în transformarea sectorului energetic românesc într-un sector cu un nivel scăzut de emisii de gaze cu efect de seră, iar implementarea politicii de eficienţă energetică este un instrument care nu permite doar reducerea emisiilor pe termen lung, ci şi unul care favorizează creşterea economică, dezvoltarea investiţiilor şi crearea de locuri de muncă. Este foarte important să spunem că tranziţia energetică se poate accelera prin reducerea consumului de energie la consumatorul final, astfel că este necesară dezvoltarea de noi programe de informare care să încurajeze învestiţiile în eficienţa energetică, având în vedere potenţialul de reducere a consumului prin schimbarea obiceiurilor consumatorilor finali. Toate aceste lucruri sunt vitale şi trebuie să reuşim să le explicăm cetăţenilor că nu trebuie să iroseas­că energia. Astfel, se creează premisele deblocării unor investiţii, prin mobilizarea unor resurse financiare care, în lipsa programelor de informare, pot să rămână neutilizate.

Reporter: Ce loc ocupă cărbunele în Strategia Energetică 2019-2030, cu perspectiva anului 2050 şi ce va însemna această resursă pentru tranziţia energetică? Când va putea România să renunţe complet la această resursă?

Doru Vişan: La nivelul anului 2008, cărbunele avea o pondere de 42,5% în structura de producţie a energiei; hidroenergia – 26,4%; energia nucleară – 17,3%; hidrocarburile 13,7% şi regenrabilele doar 0,02%. În opinia mea, cărbunele va juca, în continuare, un rol important, în contextul în care ştim să îl gestionăm, în contextul în care are nevoie de sprijin şi în contextul în care respectăm în totalitate legislaţia de mediu – aceasta este condiţia primordială şi nici nu ne dorim să folosim cărbunele în afara legis­laţiei de mediu. Sunt, însă, mai multe poveri pe umerii acestei resurse, iar cea mai dramatică este evoluţia preţului certificatelor de CO2. Acestea au evoluat necontrolat, în afara oricăror previziuni, generând un impact uriaş (cel mai mare impact) asupra stabilităţii economice a companiilor, unul de 45% din cifra de afaceri, ceea ce a fost de neînchipuit şi de nesuportat şi trebuie să luăm măsuri. Este cazul Complexului Energetic Oltenia, societate care din fericire este, încă, sustenabilă datorită preţului bun al cărbunelui din piaţă, valorificarea lui fiind bună din punct de vedere economic. La CE Oltenia nu am avut niciodată, în ultimii doi ani, pierderi din exploatare, din operare. Anul trecut, componenta de pierderi a venit pe partea de certificate de CO2. Am rezolvat problema (privind obligaţia aferentă anului trecut), conform Memorandumului aprobat în Guvern, prin credit (cu aprobarea Ministerului de Finanţe, am luat un credit de 500 de milioane de lei, prin care am acoperit diferenţa pe care nu o puteam acoperi din surse proprii aferentă obligaţiilor de certificate de CO2 pe 2018). Am avut, însă, şi disponibilitatea de garantare, dar pentru anul acesta preţul certificatelor a crescut, cum era de aşteptat, ajungând zilele trecute la 29 euro/certificat. În acest context, conform memorandumului aprobat în Guvern, am început să promovăm schema de susţinere a companiei pentru acoperirea acestor costruri. Schema aceasta suport va fi una limitată în timp, având următoarea abordare: corelat cu evoluţia pieţei de energie şi a preţului certificatelor de CO2, pe anul acesta şi pe anii următori, compania face o analiză ca să vadă câte certificate (sau ce nivel al acestora) poate internaliza din surse proprii pe baza veniturilor obţinute din piaţă. A doua analiză, care s-a făcut, prevede două scenarii: unul în care CE Oltenia nu accesează schema şi, în următorii doi-trei ani, se închide pe cale naturală şi unul în care o accesează. Primul scenariu arată necesitatea acestei scheme şi a fost trans­mis către Transelectrica, care l-a integrat în studiul de adecvanţă şi securitate a sistemului energetic. Studiul este finalizat şi indică existenţa unei probleme: în contextul în care avem capacitatea de interconectare disponibilă la maxim şi importăm toată energia din regiune ca şi cum ar fi disponibilă (fără să exportăm), rămân perioade (zile şi zeci de zile) în care nu avem de unde să luăm energie, aşadar trebuie să întrerupem alimentarea la consumatori. A doua componentă a schemei vizează impactul în piaţa de energie. Am transmis scenariul la OPCOM şi facem o analiză a evoluţiei preţurilor în piaţă, în aceste perioade. Aşteptăm concluziile în circa două săptămâni, dar estimăm că vor rezulta nişte preţuri foarte mari. De aici înţelegem că dacă omorâm repede CE Oltenia, fără să punem investiţii noi în loc, România va avea o mare problemă, atât în securitatea şi adecvanţa SEN, cât şi în creşterea preţului la consumatorul final şi în relocarea industriei. Noi vrem să promovăm această analiză ca Memorandum în Guvern după care ne propunem să notificăm CE, până în toamnă şi să începem negocierile cu Executivul de la Bruxelles.

Reporter: În ce măsură a reuşit ministerul să îndeplinească obiectivele în materie, stabilite pentru perioada în care a deţinut Preşedinţia Consiliul Uniunii Europene?

Doru Vişan: Câteva dintre cele mai importante rezultate sectoriale obţinute, în această perioadă, vizează: propunerea de Directivă a Parlamentului European şi a Consiliului de modificare a Directivei 2009/73/CE privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale – PRES RO a obţinut un acord politic pe un dosar complex pentru statele membre şi pentru ecuaţia securităţii energetice; în contextul Brexit, în perioada de referinţă, a fost adoptată decizia PE şi a Consiliului de adaptare, din punct de vedere tehnic, a obiectivului de eficienţă energetică pentru 2030 (ajustarea cifrelor de consum energie proiectat pentru UE-27); în cadrul Consiliului Energie desfăşurat pe 25 iunie la Luxemburg, PRES RO a adoptat un set de Concluzii pe tema viitorului sis­tem energetic în UE pentru asigurarea tranziţiei energetice la nivelul orizontului 2030.

Reporter: Ce companii din portofoliul ministerului sunt vizate de inves­tiţii majore (şi care sunt obiectivele respective) în viitorul apropiat şi ce alte direcţii de investiţii mai aveţi în vedere?

Doru Vişan: Investiţiile majore pe care le avem în vedere (şi care sunt în lucru ca până în 30 septembrie să le transmitem Comisiei Europene) sunt: proiectul Unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă; realizarea unui grup energetic pe cărbune la Rovinari (investiţia este în demarare), un grup nou, cu parametri supracritici, în parteneriat cu chinezii (o tehnologie nouă pentru România, cu emisii reduse de CO2); realizarea unui grup pe gaze naturale la Midia, de circa 100 MW, în cogenerare (este în procedură de licitaţie) – noi venim cu aport în activele actuale de la Uzina Termoelectrică Midia, iar cazacii vin cu aport în numerar şi în dezvoltarea investiţiei; finalizarea grupului energetic de 400 MW de la Iernut – are termen de punere în func­ţiune anul 2020; realizarea unui grup nou, pe gaze naturale la Mintia (tot de 400 MW care va avea şi cogenerare pe termie); trecerea de pe cărbune pe gaze naturale a unor grupuri din cadrul CE Oltenia (Craiova şi încă două grupuri cu 330 MW); realizarea unor noi unităţi în cogenerare în cadrul Electrocentrale Bucureşti şi în oraşele mari ale ţării.

Reporter: Consideraţi că România îndeplineşte toate condiţiile necesare pentru a deveni hub energetic regional, în următorii ani?

Doru Vişan: România are, în prezent, un rol important în menţinerea securităţii energetice la nivel regional, prin prisma mixului energetic diversificat şi a tradiţiei pe care o are în acest sector, iar dezvoltarea în continuare a interconectărilor, în special în sectorul gazelor naturale (BRUA), res­pectiv investiţiile în inelul de 400 kV în zona de vest a ţării, vor consolida acest rol.

Reporter: Care ar fi, în opinia dumneavoastră, reglementările de care ar avea nevoie sectorul energetic din România, pentru o bună funcţionare?

Doru Vişan: Pe termen mediu, în România ar trebui implementate politici energetice adaptate contextului regional, ca să creăm premisele necesare unui sector energetic sustenabil şi competitiv pe piaţa internă europeană. Piaţa de capacităţi şi contractul prin diferenţă (CfD) rămân priorităţile minis­terului, care deja este în faza de studiu şi a selectat consultanţii. Consider că este obligaţia României să aibă aceste două elemente esenţiale în dezvoltarea sistemului energetic – CfD-ul este important în special pentru partea de energie nucleară şi tot ce înseamnă energie curată, şi nu numai, iar piaţa de capacităţi are un rol însemnat în ceea ce priveşte tranziţia energetică şi asigurarea securităţii energetice. Nu în ultimul rând, vom continua să sprijinim industria producătoare de energie pentru asigurarea stabilităţii mediului investiţional şi vom urmări şi asigurarea unui grad rezonabil al suportabilităţii la consumatorul final.

Reporter: Vă mulţumesc!