În contextul crizelor, România va trebui să accelereze tranziţia energetică şi să formuleze decizii strategice cu impact pe termen lung

În contextul crizei din energie şi conflictului de la graniţă, cu redirecţionări ale marilor fluxuri de energie din regiune, România ar trebui să-şi revadă strategia energetică. Sunt bine ştiute dificultăţile înregistrate în trecut cu privire la elaborarea unei strategii energetice naţionale. În plus, este obligatorie revizuirea Planului Naţional de Acţiune Energie Schimbări Climatice în anul 2023.

 Aşadar, actualizarea acestui document ar trebui gândită încă de pe acum, cu un accent deosebit pe ponderea energiilor regenerabile şi a combustibililor fosili în producerea de energie electrică, în transporturi, în producerea de energie termică şi de frig.

Din această reevaluare şi redirecţionare a resurselor disponibile pot rezulta concluzii foarte importante şi planuri de acţiune în domenii precum electrificarea, “gazificarea” sau producerea şi utilizarea hidrogenului. Iată câteva aspecte importante.

În privinţa consumului final de energie al gospodăriilor româneşti, în special cele care vor renunţa la “lemnul de foc” sau care nu au la ora actuală o soluţie energetică sustenabilă, sunt de luat decizii majore ce vor influenţa planurile strategice şi bugetele de investiţii din fonduri europene, din surse publice şi private. Numeroase voci afirmă că tranziţia energetică este caracterizată de “Electrificare” (pe lângă tradiţionalii 3D - Decarbonare, Des-centralizare, Digitalizare). Aceasta ar însemna transport electric, dar şi încălzire şi gătit folosind energia electrică în locul surselor locale utilizate până acum. Consecinţa ar fi necesitatea întăririi reţelelor de distribuţie a energiei electrice pentru a face faţă consumului suplimentar. Pe de altă parte, se afirmă că România este un producător important de gaz natural şi se promovează “Gazificarea” - utilizarea gazului natural drept combustibil de tranziţie. În continuare nu se ştie cât va dura această tranziţie bazată pe gaz natural şi există riscul ca anumite elemente de infrastructură să devină “active eşuate” - care nu recuperează investiţia pe durata de viaţă comercială rămasă.

Esenţială pentru prelungirea perioadei de tranziţie a gazului natural este valorificarea de noi surse de gaz natural. Producţia primei investiţii în Marea Neagră nu va asigura independenţa de importuri, deşi va avea o contribuţie importantă. Nu s-au remarcat eforturi semnificative în identificarea/dezvoltarea resurselor de gaz “deep onshore”. Pentru accesul la noi sisteme de conducte transfrontaliere, România depinde de decizii investiţionale ale altor state. Rămâne în discuţie celebra resursă “deep off-shore” din Marea Neagră. “Legea Off-shore” nu este adoptată şi rămâne de văzut cât de atractiv va mai fi cadrul investiţional în condiţiile în care locaţiile de interes din Marea Neagră sunt la distanţă egală de Constanţa şi Sevastopol.

România încă nu are o strategie naţională a hidrogenului, dar a alocat deja sume semnificative pentru un mare proiect dedicat alimentării cu hidrogen a sectorului rezidenţial în Oltenia. Ar trebui adresate câteva întrebări fundamentale:

- Hidrogenul va fi utilizat în gospodării, pentru încălzire şi gătit? În mod predominant în Uniunea Europeană se vorbeşte de utilizarea hidrogenului în transporturi şi în sectoare “hard to abate” (în care e dificil să se renunţe la combustibili fosili - cum ar fi procesele industriale care au nevoie de temperaturi înalte obţinute prin ardere);

- Se renunţă la alte gaze low-carbon, care de fapt sunt promovate de operatorii din domeniul gazului natural?

- Hidrogenul viitorului va trebui să fie “verde” adică va trebui produs din energie electrică. În zona Olteniei sunt planificate mari proiecte de producere a energiei electrice din surse fotovoltaice. Acestea sunt destinate substituirii grupurilor energetice pe lignit, pentru a oferi consumatorilor români de electricitate energia pe care acestea nu o mai produc? Sau vor produce electricitate pentru a alimenta mari electrolizoare ce vor alimenta cu hidrogen zona Olteniei? Cine va investi în electrolizoare?

- Care va fi costul final al hidrogenului produs şi transportat în astfel de condiţii, va fi o formă de energie finală competitivă pentru puterea de cumpărare a consumatorului român?

România are ambiţii nucleare deosebite. Se va extinde durata de viaţă a grupurilor existente cu circa 30 de ani. Se intenţionează finalizarea grupurilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă cu accelerarea punerii în funcţiune - până acum punerea în funcţiune a unui nou grup nu era aşteptată de specialişti înainte de 2030. Aceste grupuri folosesc tehnologia PHWR (“Pressurized Heavy Water Reactor), cu uraniu natural, apa grea. România a construit în timp îndelungat capabilităţi specifice unei ţări cu o tehnologie nucleară - de inginerie, de fabricaţie, de mentenanţă, de reglementare, de operare, de dezafectare, de protecţie civilă, de stocare de deşeuri etc.

Noua tehnologie propusă, SMR (“Small Modular Reactor”) este de tip PWR (“Pressurized Water Reactor”) - cu uraniu îmbogăţit şi apa uşoară. Nu sunt îngrijorări legate de procesul tehnologic de producere a electricităţii, această tehnologie fiind probabil cea mai răspândită în lume. Dar implementarea acestei tehnologii în România va necesita din nou o construcţie îndelungată în domeniul ingineriei, fabricaţiei, mentenanţei, operării, reglementării etc. - fiecare proiect de detaliu va trebui aprobat de autoritatea specifică de reglementare.

Se ridică întrebarea: câte ţări de dimensiunea României au simultan două tehnologii nucleare operaţionale? Probabil România va trebui sprijinită în acest domeniu.

De asemenea, probabil România nu va dezvolta tehnologii de îm-bogăţire a uraniului; ţările vecine cu tehnologii similare au depins de furnizarea de combustibil din Est şi au trimis combustibilul “ars” în Est; România va trebui să gândească o filieră a combustibilului orientată spre Vest; transportul combustibilului “ars” între ţări generează frecvente proteste ale unor organizaţii activiste.

Cu privirea orientată spre viitor, există pericolul de a neglija realitatea imediată: în contextul crizei preţurilor gazului natural şi energiei electrice, autorităţile române au ales o abordare care a destabilizat pieţele şi a transformat agenţii economici din sector în instrumente de protecţie socială şi economică. În timp ce la nivel european se recomandă ajutorul direct de la autori- tăţi către consumatori, în România societăţile de furnizare au fost obligate să aplice reduceri ale sumelor facturate clienţilor finali, cu o recuperare întârziată şi doar parţială a sumelor nefacturate din partea bugetului de stat. Operatorii de reţele, prestatori de serviciu public în condiţii reglementate, obligaţi să cumpere de pe pieţe angro energia necesară acoperirii consumului propriu tehnologic, au fost afectaţi de triplarea costului energiei angro, această creştere de costuri nefiind însoţită de creşterea corespunzătoare a tarifelor reglementate. Producătorii de energie au fost supuşi unor supra-impozitări, care dau semnale îngrijorătoare investitorilor/dezvoltatorilor noilor proiecte.

În contextul în care veniturile/profiturile producătorilor controlaţi de stat au crescut masiv în anul 2021, bugetul de stat a avut de câştigat prin impozite şi dividende. Aceşti bani, plătiţi de furnizori şi operatorii de reţea, ar trebui recuperaţi din tarifele de reţea ce ar urma să fie plătite de consumatori în viitorul apropiat. În condiţiile în care veniturile reglementate nu acoperă costurile energiei achiziţionate de pe piaţa angro, operatorii de distribuţie au propus autorităţilor o abordare echilibrată a celor trei surse de finanţare disponibile:

- bugetul de stat - pentru acoperirea (chiar şi parţială) a pierde-rilor înregistrate în anul 2021 - estimate la peste 1 miliard de lei;

- banii plătitorilor de tarife (pentru diferenţa din 2022 între costurile recunoscute de reglementator în tarife şi costurile reale);

- resursele acţionarilor operatorilor de reţea (care s-au oferit să acopere o parte din diferenţa de costuri, sub rezerva unei predictibilităţi cu garanţii a recuperării acestor costuri) - pentru aceeaşi diferenţă de costuri din 2022; operatorii ar fi angajat şi credite bancare.

Din păcate, în ciuda tuturor comunicărilor şi argumentelor clare oferite, autorităţile au ales o abordare dezechilibrată:

- prin creşterea tarifelor de distribuţie de la 01.04.2022, consumatorii plătitori de tarife acoperă diferenţa de costuri din 2021;

- astfel, ei nu mai au resurse pentru a acoperi diferenţa de costuri din 2022, estimată la 3,5 miliarde de lei;

- bugetul de stat nu a contribuit cu nimic, deşi a fost alimentat din veniturile suplimentare ale sectorului de producere din 2021;

- operatorii de reţea au propus capitalizarea diferenţei de costuri suportate de ei în 2022 prin recunoaşterea unui activ, parte din baza reglementată de active, cu amortizare în 5 ani. Lucrul care nu s-a înţeles a fost garantarea de către stat a recuperării acestui activ prin tarife plătite de utilizatorii de reţea în următorii 5 ani. (Atât auditorii financiari, cât şi băncile au nevoie de această injecţie de încredere din partea statului pentru a ajuta operatorii de distribuţie să minimizeze riscul de ţară cu potenţial impact asupra veniturilor lor viitoare). Se confundă în continuare cu garanţii guvernamentale pentru credite atrase de operatori pe parcursul anului 2022, punându-se problema unui plafon de îndatorare suverană în anul 2022, chiar dacă se doreşte garantarea unor plăţi din 2023 şi anii următori.

Trăim vremuri interesante în sectorul energetic românesc. Un sector utilizat de decenii ca instrument de protecţie socială şi economică. Dar e momentul ca şi sustenabilitatea sa să constituie un element de îngrijorare. Şi nu trebuie uitat că statul nu mai este principal investitor în acest sector. Iar fără capital privat viitorul acestui sector este compromis.