“Într-o ţară care nu vrea regenerabile nu vine nimeni cu forţa să investească”. De ce e nevoie pentru noi turbine eoliene în România. INTERVIU

Răspunsurile la aceste întrebări şi la altele, într-un interviu cu Claudia Brânduş, preşedintele Asociaţiei Române pentru Energie Eoliană (RWEA), cu care am avuT o discuţie cu ocazia conferinţei Wind Europe 2019, care a avut loc recent la Bilbao, Spania.

Anul trecut nu s-a instalat niciun MW în eolian în România. Şi nu doar anul trecut. De ce?

Aşa este, şi nici în 2017 nu s-a instalat nimic. Nu ai de ce să instalezi. În momentul în care s-a terminat brusc cu schema-suport, nu mai aveai de ce să mai instalezi. Investiţia nu era rentabilă, la nivelul anilor 2015-2016. Între timp au mai scăzut costurile cu tehnologia.

La conferinţa Wind Europe care a avut loc la Bucureşti anul trecut s-a spus că eolianul va ajunge la grid-parity (costurile se acoperă excluisiv din vânzarea energiei produse pe piaţă, fără schemă de sprijin,de tipul certificatelor verzi-n.red.) undeva la orizontul anului 2021.

Acest lucru ţine foarte mult de structura pieţei, de regulile pieţei. Există ţări unde s-a ajuns deja la grid parity, acolo unde vântul este foarte bun şi regulile de piaţă sunt permisive, în special acolo unde există posibilitatea de a semna un PPA (power purchase agreement, contract bilateral de cumpărare de energie-n.red.) un contract pe termen lung.  La noi, nu există o analiză exactă a momentului în care acest lucru se va întâmpla, dar suntem convinşi că dacă s-ar schimba regulile de piaţă, şi dacă ar apărea nişte instrumente tehnice şi comerciale mai flexibile, am atinge şi noi grid-parity în câţiva ani. În doi-trei ani.

Care ar fi cele mai importante trei condiţii pentru industrie în momentul de faţă, pentru ca în România să apară MW noi în eolian?

Primul este voinţa politică. Într-un stat care nu vrea regenerabile nu vine nimeni cu forţa să investească. Al doilea, ca lucru mai concret,  ar fi structura de piaţă. Ar trebui să devină funcţionale PPA-urile şi piaţa intraday. Ca alternativă la PPA, OPCOM ar trebui să creeze nişte produse mult mai flexibile, ceea ce acum există, pentru că noi avem nevoie de instrumente tehnice şi comerciale ca să ne acoperim profilul de producţie, care nu ne este recunoscut.  La noi profilul este penalizator în structura de piaţă standard.

Al treilea lucru foarte important este întărirea reţelelor, în special partea de înaltă tensiune. Deja Transelectrica are un proiect finanţat de UE, dar puteau să fie mult mai multe, pentru că sunt foarte multe fonduri europene care au exact această destinaţie: întărirea şi digitalizarea reţelelor pentru integrarea mai uşoară a regenerabilelor.

Dacă s-ar ridica aceste bariere, dezvoltarea ar deveni naturală. Şi aici, într-adevăr, aşa cum am mai spus şi anul trecut, iniţiativa Ministerului Energiei de a face o hartă a resurselor ţării nu este o iniţiativă rea. E foarte bună, atâta vreme cât se face corect, şi nu pe motive sociale sau de altă natură.

Dacă se face o mapare corectă şi se face o analiză cost-beneficiu, probabil va fi nevoie de direcţionarea unui suport în anumite zone unde resursa nu este suficient de bună sau soluţia tehnică este scumpă, dar ar putea să se identifice şi zone unde, dimpotrivă, combinaţia de elemente poate deveni atât de bună încât să nu fie nevoie de vreun suport.

Însă mai presus de orice ai nevoie de predictibilitate, să ştii că îţi poţi administra singur business-ul, nu să vină Autoritatea de Reglementare să decidă tot timpul. Din punct devedere tehnic, e OK să cunoaştem dinainte nişte condiţii tehnice, le ştim de la început, le respectăm tot timpul. Dar nu să avem schimbări de legislaţie din punct de vedere comercial, ca să pot să-mi fac o strategie pe 15 ani!  Şi, din nou, ajungem la voinţă. Vrem regenerabile sau nu? Dar o să vrem.

Producătorii clasici de energie vă acuză, pe la colţuri. E prea mult regenerabil, producţie intermitentă, dezechilibrează sistemul!

Sistemul nostru energetic a fost gândit pe o anumită structură de producţie, o capacitate de 25.000 MW instalaţi pe centrale mari şi un anumit profil de consum. Aşa a fost gândit când a fost gândit. În momentul în care o ţară se deschide pentru regenerabile, automat trebuie să schimbe şi regulile de piaţă.

Acuzaţiile sunt din păcate o particularitate a României. Ne place să ne acuzăm unii pe alţii, dar Guvernul este cel care ar trebui să facă o analiză integrată a întregului sistem, pe cost şi beneficii, să se vadă în ce măsură se poate unul fără altul. Noi suntem absolut convinşi că în momentul de faţă fără cărbune nu am exista, dar noi nu suntem tehnologia convenţională. Ştim că nu suntem, de aceea şi spun: regenerabilele au venit cu acest profil variabil de producţie. Pentru ca acest profil să nu fie considerat penalizator trebuie să ai intraday, să poţi să îţi ajustezi comercial producţia, trebuie să ai posibilitatea să faci agregare, să faci stocare, să te poţi compensa unul cu altul sau cu bateria, astfel încât regenerabilele să nu mai producă dezechilibru în reţea.

Noi, în România, avem doar la nivel conceptual aceste lucruri, nu le avem la nivel tehnic. Cu cât se merge mai jos, la nivel tehnic, ţi se spune că nu se poate.  România este ţara în care se spune prea des nu se poate. Dar se poate!

Astăzi, regele Felipe (regele Spaniei, care a deschis oficial conferinţa anuală Wind Europe de la Bilbao  – n.red.) ne-a spus că şi Spania a avut probleme cu integrarea regenerabilelor, dar procesul se îmbunătăţeşte. Toţi au avut probleme cu integrarea, dar le-au depăşit. Trebuie schimbat modul în care se administrează sistemul. Trebuie digitalizate reţelele şi dat drumul la echilibrarea pe partea de consum. În momentul în care o să ai şi un consum care urmăreşte producţia regenerabilelor, profilul nostru nu o să mai fie de dezechilibru, o să devină afacere pentru consumator, de exemplu. De ce? Noi, atunci când bate vântul, trebuie să fim lăsaţi să producem, pentru că producem gratis. Când nu bate vântul, apelăm la tehnologiile de stabilizare a sistemului. Nu trebuie să fie competiţie între tehnologii.

Avem două iniţiative de reglementare pentru piaţă. Piaţa de capacităţi şi contractele pentru diferenţă.  Ce părere aveţi despre fiecare şi cum afectează fiecare energia eoliană?

O să vorbesc despre ce este, în mod normal, în alte ţări. Un sistem-suport de tipul “capacity payment” în Europa se aprobă ca piaţă, deci nu ca un ajutor dedicat-în general ţi se cere să faci o piaţă de capacitate. Există ţări în care, ca să poată să ţi se aprobe o asemenea schemă-suport, trebuie să dai dreptul şi regenerabilelor să participe. Nu se mai aprobă capacităţi dedicate pe o tehnologie dedicată. De asemenea, când ai o piaţă de capacitate, este obligatoriu să permiţi şi pieţei de consum să participe, ceea ce se numeşte demand site response. Eu nu ştiu, ca la noi, în acest  moment să fie în discuţie o piaţă de capacitate. Doar se caută consultantul care să definească de ce e nevoie, la nivelul acesta suntem.

Pe partea de contracte pentru diferenţă, teoretic da, se prevede un oarecare buget pentru regenerabile. Pe de altă parte, nu seprevede nicio dezvoltare până în 2025. Însă, teoretic, la nivelul lui 2025, noi nici nu o să mai avem nevoie de vreo schemă de suport, pentru că până atunci, prin aplicarea noilor directive România va fi obligată să implementeze nişte reguli de piaţă care ne-ar face deja competitivi, fără suport!

Care sunt regulile?

Ce am spus mai devreme: o piaţă intraday lichidă, agregare, storage, pieţe de capacităţi cu demand site response. Toate acestea împreună ajută sistemul.

Mai există  vreun nume sonor de investitor care vrea să pună turbine eoliene în România?

Acum nu există niciun interes, cât timp nu se restabileşte încrederea în mediul investiţional. Dacă România vine cu un plan credibil, care nu e imposibil de făcut, probabil că interesul va fi altul.

România avea, la finalul anului 2017, capacităţi de energie regenerabilă de circa 5.000 de MW care primeau certificate verzi, plătite apoi de consumatori, prin facturi, din care 3.105 MW eoliene, 1.360 MW fotovoltaice, 342 MW hidro şi 142 MW biomasă şi biogaz.