Vântul şi cărbunele se războiesc în mix-ul de energie

Reducerea de către autorităţi a schemei de sprijin pentru energia regenerabilă pune tot mai mult în discuţie chiar supravieţuirea acesteia, în condiţiile în care energia eoliană şi fotovoltaică a ajuns la o cotă de piaţă de peste 10%. În acelaşi timp, o temă şi mai delicată a devenit supravieţuirea producţiei de electricitate pe bază de cărbune şi în speţă a principalului jucător CE Oltenia care acuză faptul că a devenit o victimă indirectă a energiei verzi subvenţionate ce intră cu prioritate în piaţă. Singurii producători care ar putea fi competitivi pe termen lung în actualele condiţii de piaţă şi de reglementare sunt Hidroelectrica, centrala pe gaze a Petrom şi, în măsură discutabilă, Nuclearelectrica. Esenţial pentru producătorii de energie convenţională, în special pentru CE Oltenia este însă înlăturarea restricţiei de a vinde electricitate pe pieţele de energie din regiune, fapt care ar avea implicaţii substanţiale asupra pieţei locale.

Dată fiind volatilitatea tipică a energiei eoliene şi dezechilibrele induse în sistem, piaţa de electricitate nu mai are practic nimic în comun cu fundamentele şi cu modul de funcţionare de până în 2013. Producţia anuală de energie regenerabilă în unităţi dispeceri­zabile de către Transelectrica se va menţine la peste 6,5 TWh, reprezentând între 10% şi 15% în producţia totală de electricitate a României. Şi, deşi poate să nu pară tocmai mult, acest nivel de dezvoltare al energiei verzi a fost suficient pentru a schimba din temelii în ultimii doi ani modul de funcţionare al sistemului energetic naţional. Impactul major în privinţa scăderii preţului curentului electric a fost vizibil doar pe piaţa OPCOM. Evoluţia nu s-a reflectat însă şi în factura la consumatorul final care nu s-a micşorat la rândul său. Factura noastră cea de fiecare lună, se constituie însă într-o chestiune mai compli­cată înglobând nu numai preţul efectiv al electricităţii, ci şi un număr substanţial de taxe şi tarife, precum cheltuieli cu achiziţia certifica­telor verzi, tarife de transport, distribuţie şi furnizare sau taxa de cogenerare.

Sistemul foarte generos de subvenţie al energiei regenerabile prin intermediul certifi­ca­­telor verzi propus de guvernul român, dar plătit finalmente, ca de obicei de consumatorii finali, a stimulat investiţii majore, cu precădere realizate de investitori străini, de circa 7 miliarde de euro. Acestea au fost făcute cu precădere între 2011 şi 2013 şi s-au concretizat într-o dezvoltare extensivă a noilor unităţi de energie verde care au ajuns la o capacitate instalată de circa 5.200 MW (din care unităţi eoliene în cuantum de circa 3.130 MW şi parcuri fotovoltaice reprezentând peste 1.340 MW).

Energia eoliană a fost blamată pentru costurile substanţiale în factura finală la consumator reflectate prin costurile cu certificatele verzi, dar şi pentru faptul că produce dezechilibre care trebuie să fie acoperite inclusiv de producătorii de cărbune care au reclamat, în special prin CE Oltenia, că în condiţiile respective trebuie să primească diferite forme de compensaţii. În ultimii doi ani, producătorii de energie regenerabilă se plâng tot mai mult că se confruntă cu spectrul insolvenţei după schimbările legislative substanţiale începute din 2014, prin care autorităţile au redus impactul subvenţiei prin certificate verzi asupra facturii la consumatorul final. Pe de altă parte, ANRE a schimbat diferite reguli pe piaţa serviciilor de sistem care să ajute la supravieţuirea CE Oltenia, principalul producător de energie pe cărbune, în condiţiile în care falimentul CE Hunedoara nu a mai putut fi amânat.

CE Oltenia, în rolul de victimă a energiei verzi

Având acces garantat în reţelele de transport şi de distribuţie, energia regenerabilă subvenţio­nată a diminuat în mod direct cota de piaţă a producătorilor cei mai scumpi, în speţă a celor pe cărbune. CE Oltenia, un conglo­merat integrat de producţie de electricitate pe bază de lignit, cu o capacitate instalată de 3.900 MW şi cu peste 10.000 salariaţi a fost de altfel cel mai afectat. Astfel, de la o producţie de aproape 16 TWh în 2012 (este drept în condiţiile unei secete severe care a limitat producţia Hidroelectrica la 12 TWh), CE Oltenia îşi pune întrebarea dacă mai găseşte clienţi siguri măcar pentru 10 TWh. Cum şi preţul mediu al electricităţii (incluzând PZU, cât şi piaţa centralizată a contractelor bilate­rale) s-a ajustat de la peste 220 RON/MWh în 2012, la sub 160 RON/MWh în prezent, producătorul de cărbune s-a văzut proiectat într-o nouă realitate unde supravieţuirea este cu adevărat singura şi marea provocare. Dacă în afară de scăderea volumelor vândute şi a preţului electricităţii, mai luăm în calcul chel­tuie­lile ridicate cu salariile şi cele copleşitoare cu certificate de dioxid de carbon, avem imaginea unui cadru de piaţă dificil pentru CE Oltenia.

ANRE a intervenit în favoarea celor doi producători pe bază de cărbune în luna aprilie 2013 garantându-le furnizarea de servicii tehnologice de sistem către Transelectrica la o valoare a puterii electrice de cel puţin 400 MW pentru CE Hunedoara şi respectiv cel puţin 600 MW pentru CE Oltenia. Acest „ajutor” a fost unul justificat prin faptul că datorită energiei eoliene volatile în contextul deficitului de unităţi pe gaz şi unităţi hidro, CE Oltenia a fost, spre exemplu, nevoită să echilibreze sistemul prin pornirea şi oprirea frecventă a unor unităţi pe lignit, ceea ce a reprezentat un proces costisitor pentru companie. Practic, potrivit managemen­tului CE Oltenia, comple­xul energetic func­ţionează după cum bate vântul, fiind nevoit până la momentul intervenţiei ANRE, să echilibreze pe „gratis” dezechilibrele generate de energia eoliană.

De altfel, modul în care ANRE va admi­nistra alocarea serviciilor de sistem tehnolo­gice între producătorii de electricitate şi ordinea de merit privind accesul în piaţă al producătorilor utilizând diferite tehnologii de generare, reprezintă un subiect delicat în industrie şi va fi dificil de tranşat de autoritatea de reglementare. Aceasta este acuzată în mod explicit că prin serviciile de sistem tehnologice a inventat o modalitate de subvenţionare mascată a producătorilor ineficienţi pe bază de cărbune care nu-şi mai găsesc de fapt piaţă de desfacere în condiţiile noilor realităţi de pe piaţa de electricitate.

Hidroelectrica rămâne perla coroanei

Dintre producătorii de energie conven­ţio­nală, în primul rând, Hidroelectrica şi Nuclear­electrica sunt de departe în cea mai bună condiţie de piaţă şi au un profil de profitabilitate atractiv. Cele două companii pot produce în continuare cantităţi de electricitate similare celor din anii trecuţi, problema în cazul lor fiind aceea că preţul este sensibil mai jos decât preţurile la care se încheiau contractele până la sfârşitul lui 2012. Ele au practic piaţă şi pot vinde atât cât pot fizic să producă, desigur volumul de producţie al Hidroelectrica fiind strict dependent de condiţiile meteorologice.

În al doilea rând, în cazul Hidroelectrica, boom-ul de energie eoliană volatilă are şi o influenţă pozitivă în sensul că energia hidro, fiind cea mai flexibilă, are capacitatea de a echilibra sistemul într-un timp scurt, ca urmare a variaţiei producţiei regenerabilelor. Energia pentru echilibrarea sistemului, vândută pe piaţa de echilibrare este cea mai scumpă. Astfel, Hidroelectrica îşi asigură o parte importantă din profituri din serviciile de sistem prestate pentru a asigura funcţionarea în siguranţă a sistemului energetic naţional. În aceeaşi postură este şi noua centrală pe gaze a Petrom de 860 MW de la Brazi, intrată în funcţiune în 2012. Centrala a devenit un operator important pe piaţa de echilibrare, fapt de natură să îi permită să-şi stabilizeze cota de piaţă la 6% cu o producţie de peste 3 TWh. Practic, centrala Petrom şi-a stabilizat poziţia de al patrulea jucător de pe piaţa locală de electricitate.  De asemenea, şi centrala pe gaze de la Iernut a Romgaz a devenit un jucător mai important în 2015, în contextul creşterii producţiei de energie verde introdusă în reţele. În schimb, producătorii pe cărbune RAAN şi CE Hune­doara, şi-au diminuat prezenţa pe piaţă, intrând pe drumul către faliment şi urmează să dispară inevitabil ca actori în sectorul energetic.

Atât producătorul de energie din surse hidro, cât şi Nuclearelectrica, îşi vor găsi cumpărători pentru toată energia pe care o pot produce şi pot rămâne profitabili în actualul context de piaţă dificil din punctul de vedere al preţului electricităţii. Iar estimările observato­rilor specializaţi indică că preţurile la electricitate în pieţele importante din Europa ar putea să nu depăşească actualele niveluri până la sfârşitul acestei decade. Dacă unităţile hidro se disting prin durată mare de viaţă, în schimb în cazul Nuclearelectrica trebuie să se ţină seama că primul reactor mai poate funcţiona în condiţii de siguranţă mai puţin de 10 ani, iar prelungirea duratei de viaţă reclamă o investi­ţie de circa un miliard de euro.

Unităţile vechi pe gaze şi cărbune vor fi însă nevoite să iasă treptat de pe piaţă, acest lucru fiind inevitabil, locul lor urmând să fie ocupat de regenerabile, în condiţiile în care este evident că producătorii pe bază de cărbune nu au forţa să investească în unităţi noi. Cu alte cuvinte, cu subvenţii mai mult sau mai puţin generoase, energia verde va rămâne în piaţă pe termen lung, în timp ce cărbunele, în pofida rezervelor importante de lignit ale României şi în pofida aşa-zisului concept de „independenţă energetică” vehiculat de autorităţi, va continua să ocupe o pondere tot mai redusă în mix-ul energetic.

Ionuţ Dumitriu