Capital continuă analiza sectorială a siste­mului energetic na­țional. În acest articol vă prezentăm vechimea grupurilor energetice pentru a putea estima necesarul de investiții în producția de energie electrică. 

Cu precădere în sectorul termo, dar chiar şi în hidro, echipamentele sunt în funcţiune din perioada comunistă, anii ’60 şi ’70, depăşindu-şi durata tehnică de viaţă, un fapt recunoscut chiar de către Ministerul Energiei. Acest lucru este de natură să influenţeze, în sens negativ, activitatea Sistemului Energetic Naţional, atât din punct de vedere al capacităţilor disponibile imediat, pe un vârf de consum, cât şi asupra facturilor achitate de agenţii economici şi populaţie. Mai mult decât atât, uzarea tehnică şi morală a echipamentelor face ca absolut necesară, pe termen scurt, investiţii majore în schimbarea ori modernizarea lor. 

 

„În prezent, o parte dintre capacităţile de producere a energiei electrice și-au depăşit durata tehnică de viaţă, fiind neeconomice şi poluante. Aproximativ 30% din capacităţile de producţie au depăşit durata de 30 de ani de funcţionare, iar 25% din acestea au deja o durată de 40 de ani de funcţionare. Doar aproximativ 15% – 20% din capacităţile de producţie au fost puse în funcţiune în ultimii ani“, ne-au transmis oficialii Ministerului Energiei. Mai concret, la o putere totală instalată de 17.500 de MW (fără eolian şi fotovoltaic), doar puţin peste 3.000 de MW sunt noi, instalaţi după Revoluţie.

Termocentrale vechi și depășite

Așa cum arătam și mai sus, cea mai precară situație se înregistrează în sectorul termo, unde din cei 9.000 de MW instalaţi (cărbune plus hidrocarburi), doar 865 MW sunt noi – centrala pe gaze Brazi, finalizată de Petrom în 2014. Restul termocentralelor sunt aproximativ în aceeaşi stare ca în anii de început ai regimului Ceauşescu.

Randamentele lor sunt de cel mult 40%, întrucât au costuri mari de operare, ceea ce arată şi ineficienţa lor economică. Practic, termocentralele vechi, fie că sunt pe gaze ori pe cărbune, pot funcţiona în condiţii de profitabilitate doar la preţuri mari ale energiei, aşa cum, de exemplu au fost anul trecut, când complexurile energetice din Oltenia şi Valea Jiului au reuşit să înregistreze încasări mai mari decât cheltuielile, după ani la rândul de pierderi. Dar aceasta pentru că, aşa cum am mai spus, piaţa a fost una specială, cu preţul energiei în creştere cu şi până la 300% faţă de 2016, cel puţin în prima jumătate de 2017.

 

„În ceea ce priveşte efectul vechimii echipamentelor producătorilor pe combustibili fosili, costurile de operare care depăşeau preţurile energiei vândute pe piaţa concurenţială au scos din exploatare o parte dintre CTE-uri şi CET-uri vechi, în acelaşi timp fiind afectată şi capabilitatea respectivilor producători de a-şi moderniza sau realiza noi instalaţii de producere, eficiente, performante şi cu emisii reduse, din motive legate de capacitatea de finantare“, precizează Ministerul Energiei.

Aproximativ 30% din capacităţile de producţie au depăşit durata de 30 de ani de funcţionare, iar 25% din acestea au deja o durată de 40 de ani de funcţionare. Doar aproximativ 15% – 20% din capacităţile de producţie au fost puse în funcţiune în ultimii ani. 
Ministerul Energiei

Soluţia pentru sistemul termo, încă foarte important în SEN (asigură mai mult de un sfert din producția totală de energie, în 2017 fiind pe primul loc în topul surselor de producţie) este investiţia masivă şi rapidă în grupuri noi. Proiecte există, dar nu se concretizează aproape nimic. Excepția este doar centrala pe gaze, aflată deja în construcţie, a Romgaz de la Iernut, cu o capacitate de 400 de MW. În cărbune, nimic concret, deşi aici este cea mai mare nevoie de modernizare, aşa cum spune fostul preşedinte al ANRE Niculae Havrileţ.

„Avem echipamente din anii ’60 -‘70 în termocentrale şi chiar în hidrocentrale. Trebuie modernizare, investiţii masive. Pe partea de termo, se lucrează cu randamente de 30 – 40%, adică cu pierderi şi costuri foarte mari. Pe partea de gaz se pot ridica noi centrale, mai ales acum, că generarea de electricitate din gaz este profitabilă, odată cu liberalizarea pieţei, adică ce face Romgaz (termocentrala de la Iernut – n.r.)“, spune Havrileţ.

 

Complexul Energetic Oltenia discută, deja de mai mulţi ani, cu investitori chinezi pentru construcţia unor grupuri noi, de 600 de MW, la termocentrala Rovinari, investiţie de un miliard de euro. Negocierile trenează de ani de zile însă, fără a se face paşi concreţi în direcţia investiţiei, chinezii dorind, potrivit surselor apropiate discuţiilor, garanţii de stat privind preţul de vânzare al curentului şi un procent de 70% echipamente chinezeşti, lucru extrem de greu de acceptat în UE.

Care mai e rolul cărbunelui?

Nici la nivelul Ministerul Energiei nu sunt clarificate lucrurile în ceea ce privește viitorul cărbunelui în România. Este recunoscut faptul că această sursă de energie asigură stabilitatea SEN în condiţiile impredictibilităţii surselor regenerabile, dar este scump și poluant. Peste asta mai vine și politică mediu a Europei, care are toleranță zero față de poluatori.

„Viabilitatea termocentralelor cu funcţionare pe cărbune depinde atât de competitivitatea preţului energiei, cât şi de respectarea cerinţelor de mediu, care devin din ce în ce mai stricte, în baza legislaţiei europene şi a angajamentelor asumate în contextul Acordului de la Paris“, susțin oficialii Ministerului. Conform sursei citate, eficientizarea centralelor pe cărbune şi, mai ales, implementarea proiectelor pentru respectarea cerinţelor de mediu necesită surse financiare semnificative pentru investiţii, care pot impacta competitivitatea acestor producători la nivelul pieţei de energie electrică.

„Pe termen mediu şi lung, această pondere se va reduce, pe măsură ce se vor implementa noi proiecte de eficienţă energetică şi promovare a resurselor regenerabile, dar cărbunele va continua să păstreze un anumit rol în acest mix, în principal din motive de siguranţă în alimentare“, arată Ministerul Energiei.

A îmbătrânit și reactorul 1 de la Cernavodă

O altă sursă importantă de energie în România este cea nucleară. Centrala de la Cernavodă, cu cele două grupuri în funcțiune, asigură aproximativ 18% din producția totală de energie. Prima unitate, pusă în funcțiune la câțiva ani după Revoluție, se apropie de sfârşitul duratei sale de viaţă. Pentru a prelungi cu 20 de ani perioada de funcţionare, în condiţii de siguranţă, Nuclearelectrica trebuie să deruleze, din 2023, ceea ce se numeşte „refurbişare“ – o revizie completă realizată la 30 de ani după intrarea în funcţiune.

 

Mare parte din echipamente vor fi schimbate, în parteneriat cu canadienii de la CANDU, reactorul va fi oprit pentru un an şi jumătate, iar investiţia se cifrează la 1,5 miliarde de dolari, parte fonduri proprii, parte împrumuturi. Deja de câţiva ani, compania a început să pună bani deoparte pentru acest proiect, dar aceştia sunt în pericol din pricina politicii de dividende a statului, care ia şi ultimul ban companiilor profitabile. Management-ul Nuclearelectrica a dat asigurări că banii pentru revizie nu sunt afectaţi, cel puţin deocamdată.

Şi în domeniul nuclear sunt discuţii cu chinezii pentru realizarea grupurilor 3 şi 4 de la Cernavodă, investiţie de 6,5 miliarde de dolari. Şi aici, aceleaşi discuţii interminabile, cereri de garanţii de stat, astfel încât vorbim iarăsi despre un proiect cu viitor incert.

 

În ceea ce privește hidrocentralele, acestea sunt, în general, instalate în perioada comunistă. Din 6.600 de MW putere instalată, peste 6.000 au fost puși în funcțiune în urmă cu peste 30 de ani. Modernizări au mai fost făcute, dar sporadic. Un exemplu în acest sens este hidrocentrala Porţile de Fier. „În 2017 s-a semnat contractul pentru retehnologizarea grupului 1 de la Călimăneşti. Urmează să se semneze şi pentru grupul 1 de la Slatina. Vrem să accelerăm foarte mult activităţile care ţin de retehnologizare şi dezvoltare“, preciza, recent, directorul general al Hidroelectrica, Bogdan Badea. În plus, în acest an va fi reluată licitaţia pentru retehnologizarea hidrocentralei de la Vidraru. 

Cu toate acestea, proiecte de mari anvergură lipsesc. O discuţie recurentă în ultimii ani a fost despre hidrocentrala cu acumulare prin pompaj de la Tarniţa, care ar costa circa un miliard de euro la o capacitate de 1.000 de MW, şi ar avea ca rol echilibrarea SEN.

Cum majoritatea companiilor din sectorul energetic sunt controlate de stat, tot la stat stă decizia pentru aceste investiţii. În sens total opus însă, în ultimii ani, vedem o politică de dezinvestire din partea statului, care ia şi ultimul leu din vistieria firmelor, prin politica de dividende. Această politică a atins apogeul anul trecut, când companiile profitabile au fost nevoite să acorde peste 90% din beneficiu ca dividende şi, în plus, dividende suplimentare din rezervele cumulate de-a lungul anilor.

Articol apărut în ediția numărul 4 a Revistei Capital, apărută pe data de 29 ianuarie 2018.