Retrospectivă 2023 în sectorul energiei. Cele mai importante proiecte

„Atragerea investiţiilor a reprezentat un obiectiv esenţial pentru consolidarea securităţii şi independenţei energetice a României, având drept rezultat un cost echitabil al energiei în facturile consumatorilor. Această iniţiativă reprezintă un pas semnificativ în direcţia dezvoltării unei economii sustenabile, axate pe energie verde, regenerabilă şi curată, dar, mai presus de orice, sigură. De altfel, ştiţi deviza mea preferată: investiţii, investiţii, investiţii. Pe scurt, principalele promisiuni îndeplinite sunt adoptarea proiectului Legii eolian offshore în Guvern, atragerea de investiţii pentru construirea Unităţilor 3 şi 4 de la Centrala Nucleară Cernavodă, recuperarea tuturor restanţelor din PNRR. Totodată, am accelerat investiţiile din fonduri europene, semnând contracte pentru proiecte în valoare de aproape 10 miliarde de euro (producţie solar şi eolian, producţie pe bază de gaz în centrale moderne de cogenerare), am relansat proiectul Tarniţa-Lăpuşteşti, proiectul meu de suflet, şi ţin la turaţie maximă programul civil nuclear românesc. Am repornit şi şantierul de la Iernut, cu şanse de punere în funcţiune în decembrie 2024”, a declarat, pentru AGERPRES, ministrul Energiei, Sebastian Burduja.

Neptun Deep. Peste 80% din acordurile de execuţie necesare livrării proiectului au fost atribuite până în decembrie

Directorul general al OMV Petrom, Cristina Verchere, anunţa, în februarie, că decizia finală de investiţie privind proiectul Neptun Deep va fi luată la mijlocul lui 2023.

„Marea Neagră este răspunsul pentru securitatea energetică a României şi noi surse trebuie să fie aduse în sistemul energetic. (…) Am devenit operatori în august 2022 şi am făcut un pas intermediar către decizia finală de investiţii prin depunerea declaraţiei de descoperire comercială la sfârşitul anului trecut. În prezent, avansăm cu procesul de licitaţie. Ulterior, vom parcurge procesul de guvernanţă internă. Aşa cum am anunţat anterior, intenţionăm ca decizia finală de investiţie să fie luată la mijlocul lui 2023, primul gaz urmând să fie produs în 2027”, afirma Verchere.

În 21 iunie, OMV Petrom şi Romgaz au anunţat că au aprobat planul de dezvoltare a zăcămintelor comerciale de gaze naturale Domino şi Pelican Sud din perimetrul Neptun Deep, acesta urmând să fie depus la Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale pentru confirmare.

Cele două companii semnalau că infrastructura necesară pentru dezvoltarea zăcămintelor offshore de gaze naturale include 10 sonde, trei sisteme de producţie submarine şi reţeaua de conducte colectoare asociate, o platformă offshore, conducta principală de gaze către Tuzla şi o staţie de măsurare a gazelor. Platforma îşi generează propria energie electrică, funcţionând la cele mai înalte standarde de siguranţă şi protecţie a mediului. Întreaga infrastructură va fi operată de la distanţă, prin intermediul unei replici digitale (digital twin). Aceasta permite optimizarea proceselor şi va contribui la îmbunătăţirea performanţei de mediu, prin eficientizarea consumului energetic şi reducerea emisiilor.

Planul de dezvoltare a zăcămintelor Domino şi Pelican Sud a fost confirmat de Autoritatea de reglementare şi de Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale, anunţul fiind făcut la începutul lunii august.

Tot atunci, OMV Petrom a anunţat că a semnat contractul principal, în valoare de 1,6 miliarde de euro, pentru dezvoltarea infrastructurii Neptun Deep. În cadrul contractului, compania Saipem va furniza servicii de management, proiectare, achiziţii, fabricare, asamblare, transport maritim, instalare, testare şi punere în funcţiune pentru instalaţiile maritime din cadrul proiectului. În plus, contractul implică testarea şi punerea în funcţiune pentru staţia de măsurare a gazelor naturale şi secţiunile de lângă ţărm şi de pe uscat ale conductei de producţie gaze, care vor fi construite de alţi contractori. Atribuirea contractului s-a făcut în urma unui proces public de achiziţie, iar costurile aferente contractului se vor împărţi în mod egal între cei doi parteneri, OMV Petrom şi Romgaz.

Pe final de an, pe 12 decembrie, OMV Petrom a anunţat că face în continuare progrese semnificative în implementarea proiectului Neptun Deep, peste 80% din acordurile de execuţie necesare livrării proiectului fiind atribuite. Astfel, compania a semnat un acord cu o valoare estimată de 325 de milioane de euro pentru platforma de foraj semi-submersibilă Transocean Barents, pentru o perioadă minimă de un an şi jumătate. În plus, a fost semnat un contract de aproximativ 140 de milioane de euro cu Halliburton România pentru servicii integrate de foraj. Acestea se adaugă contractului de 1,6 miliarde de euro anunţat anterior cu Saipem pentru instalaţiile offshore, precum şi altor contracte mai mici.

În anul 2008, OMV Petrom a format un Joint Venture cu ExxonMobil în vederea explorării blocului Neptun în zona de mare adâncime a Mării Negre. Perimetrul se întinde pe o suprafaţă de aproximativ 7.500 kmp cu adâncimi ale apei care variază între 100 şi 1.700 metri. Participaţia ExxonMobil a fost achiziţionată, ulterior, de Romgaz. Finalizarea tranzacţiei şi transferul tuturor acţiunilor emise de (reprezentând 100% din capitalul social al) ExxonMobil Exploration and Production Romania Limited, care deţine 50% din drepturile dobândite şi din obligaţiile asumate prin Acordul Petrolier pentru zona de apă adâncă a perimetrului offshore XIX Neptun din Marea Neagră, a fost anunţată în vara anului 2022.

Gazoductul Tuzla-Podişor 

Fostul ministru al Energiei Virgil Popescu anunţa în martie că un nou pas important pentru exploatarea gazelor naturale din perimetrul Neptun Deep, din Marea Neagră, a fost făcut odată cu semnarea declaraţiei ceremoniale de către Transgaz, OMV Petrom şi Romgaz privind încheierea contractelor de transport al gazelor naturale.

„Prin încheierea acestui contract se rezervă capacitatea tehnică necesară pentru preluarea gazelor în Sistemul Naţional de Transport, fapt care va permite valorificarea pe piaţă a gazelor naturale din zăcămintele din perimetrul Neptun Deep”, scria ministrul pe pagina sa de Facebook.

El a subliniat că acest contract a fost încheiat pentru perioada septembrie 2026 – septembrie 2042.

La rândul său, directorul general al Transgaz, Ion Sterian, semnala că, începând cu 27 martie 2023, ar urma să fie predat amplasamentul câştigătorului licitaţiei pentru execuţia lucrărilor de construcţie a gazoductului, care va dura până pe 20 – 25 aprilie 2023, în funcţie de condiţiile meteorologice.

Proiectul „Conductă de transport gaze naturale Marea Neagră-Podişor” este cuprins în Planul de dezvoltare al Transgaz pe următorii 10 ani, este inclus pe lista de proiecte de interes comun ale UE şi a fost depus pentru finanţare prin Fondul de Modernizare.

În 16 iunie, Transgaz a semnat contractul de execuţie a lucrărilor pentru gazoductul Tuzla-Podişor, cu societatea Kalyon Insaat Sanayi Ve Ticaret Anonim Sirketi, din Turcia. Proiectul, în valoare de aproximativ 500 milioane euro, constă în construirea unei conducte de transport gaze naturale în lungime de 308,3 km, care va face legătura între resursele de gaze naturale exploatate din perimetrul Neptun Deep şi coridorul BRUA, asigurându-se astfel posibilitatea transportului gazelor naturale prin interconectările existente.

Directorul general al Transgaz a anunţat în noiembrie că gazoductul Tuzla – Podişor, care va prelua integral producţia din Neptun Deep, va deveni operativ la 1 iulie 2025.

Proiectul centralei Romgaz de la Iernut, reluat

Consiliul de Administraţie al Romgaz a aprobat, la sfârşitul lunii martie, finalizarea procedurii de achiziţie pe contractul nou de lucrări pentru construcţia centralei de la Iernut.

„Romgaz a publicat raport curent în ceea ce priveşte restartarea investiţiei de la Iernut. În şedinţa de aseară Consiliul de Administraţie a aprobat finalizarea procedurii de achiziţie conform Legii 99, pe contractul nou de lucrări în ceea ce priveşte finalizarea construcţiei centralei de la Iernut şi a avizat contractul de tranzacţie, ceea ce reglementează trecutul cu fosta asociere pentru a putea primi absolut toate beneficiile contractului vechi”, declara directorul general al Romgaz, Răzvan Popescu, la o conferinţă pe teme de energie.

Pe 3 aprilie, Romgaz a încheiat cu Duro Felguera contractul de achiziţie având ca obiect „Finalizarea lucrărilor şi punerea în funcţiune a obiectivului de investiţii: Dezvoltarea CTE Iernut prin construcţia unei centrale termoelectrice noi cu ciclu combinat cu turbine cu gaze”, valoarea contractului fiind de 344,9 milioane lei, fără TVA.

Două luni mai târziu, fostul ministru al Energiei Virgil Popescu afirma că noua centrală termoelectrică de la Iernut va fi finalizată în trimestrul 4 al anului viitor şi va furniza 430 MW.

La începutul lunii august, Romgaz, prin Sucursala de Producţie Energie Electrică Iernut, a predat companiei Duro Felguera amplasamentul pentru începerea lucrărilor de realizare a obiectivului de investiţii privind CTE Iernut.

Prin acest proiect, se are în vedere acoperirea consumului naţional de electricitate prin acţionarea pe pieţele de energie electrică angro şi de echilibrare, asigurarea de servicii tehnologice pentru sistemul energetic naţional, eliminarea posibilelor blocaje în reţeaua din nord-vestul României.

Puterea instalată a centralei pe gaz este de 430 MW. Centrala cuprinde patru turbine cu gaz plus patru cazane recuperatoare pentru producere abur cu trei niveluri de presiune şi două turbine cu abur. Finanţarea este asigurată din Planul Naţional de Investiţii.

Producătorul naţional de gaze Romgaz a semnat, în 2016, un contract cu firmele Duro Felguera şi Romelectro pentru realizarea unei noi centrale pentru producerea energiei electrice în cadrul termocentralei Iernut. Centrala ar fi trebuit să fie dată în folosinţă la începutul anului 2020, potrivit planurilor iniţiale. Insolvenţa celor două companii a dus la o situaţie juridică extrem de complicată şi la întârzieri în implementare. Termenul de finalizare a unităţii de producţie de energie electrică pe gaze cu putere instalată de 430 MW a fost stabilit la 16 luni de la data ordinului de reîncepere a lucrărilor, printr-un nou contract cu firma spaniolă Duro Felguera.

Societatea de Administrare a Participaţiilor în Energie (SAPE) a iniţiat, în iulie, procesul de consultare a pieţei în legătură cu proiectul Centralei Hidroenergetice cu Acumulare prin Pompaj Tarniţa-Lăpuşteşti, proces programat a se derula până pe 8 august.

„Societatea de Administrare a Participaţiilor în Energie SA a iniţiat procesul de consultare a pieţei privind stabilirea valorii estimate, respectiv a preţului estimativ pentru fiecare fază de proiect solicitată, durata de realizare a celor două faze de proiect, documentele necesare a fi puse la dispoziţia prestatorului pentru realizarea celor două faze, identificarea prestatorilor care beneficiază de experienţa necesară pentru întocmirea documentaţiilor, pentru prestarea serviciilor de elaborare, studiu de fezabilitate în vederea stabilirii necesităţii şi oportunităţii realizării obiectivului de investiţii, identificarea scenariilor/opţiunilor tehnico-economice posibile şi selectarea unui număr limitat de scenarii/opţiuni fezabile pentru realizarea obiectivului de investiţii, a studiului de fezabilitate pentru analiza, fundamentarea şi propunerea a minimum două scenarii/opţiuni tehnico-economice diferite, cu recomandarea justificată şi documentată a scenariului/opţiunii tehnico-economice optime pentru realizarea obiectivului de investiţii şi a consultanţei oferite beneficiarului pe parcursul derulării procedurilor de achiziţie publică până la atribuirea contractului EPC”, se menţiona într-un comunicat al Ministerului Energiei.

Potrivit sursei citate, oportunitatea şi necesitatea realizării proiectului centralei hidroelectrice cu acumulare şi pompaj (CHEAP) Tarniţa – Lăpuşteşti se bazează pe următoarele avantaje şi funcţiuni asigurate pentru sistemul energetic naţional: creşterea gradului de siguranţă al SEN în contextul funcţionării în UCTE; transferul energiei electrice de la golul de sarcină la vârf; arbitrajul pieţei de energie electrică; rezerva de avarie de scurtă durată; rezerva de reglaj terţiar rapid şi rezerva de reglaj terţiar lent; reglajul frecvenţă-putere; furnizarea de rezervă reactivă şi reglarea tensiunii în SEN; schimbul prin interconexiune în cadrul UCTE; repunere în funcţiune SEN – black start capability, capacitatea de a restabili interconexiunile de reţea în cazul în care se produce o pană de curent; implementarea şi gestionarea SEN a surselor regenerabile intermitente de energie electrică asigurând condiţii optime pentru instalarea unei puteri mai mari de 4000 MW în centralele electrice eoliene.

Ministrul Energiei, Sebastian Burduja, declara în august, într-un interviu acordat AGERPRES, că Tarniţa este un proiect strategic pentru România, pentru că avem probleme tot mai mari din perspectiva echilibrării sistemului, în contextul în care se adaugă noi capacităţi în zona de producţie de energie verde, capacităţi de producţie cu o volatilitate mare, dar şi al creşterii numărului de prosumatori.

Luna următoare, ministrul Energiei anunţa că este aproape finalizat caietul de sarcini privind întocmirea studiului de fezabilitate, iar la finele lunii octombrie semnala lansarea în SICAP şi începerea procedurii de achiziţie a lucrărilor (proiectare şi execuţie la cheie) aferente proiectului hidrocentralei şi faptul că se va putea aplica pentru realizarea studiului de fezabilitate, al cărui cost este estimat la 3,5 milioane de euro.

Termenul pentru depunerea ofertelor a fost stabilit până pe 4 decembrie 2023. Costul studiului de fezabilitate este estimat la valoarea de 3,5 milioane de euro, durata fiind de maximum 12 luni.

„Îmi doresc ca până în toamna viitoare să avem studiul de fezabilitate gata. Mă bazez pe implicarea unor ofertanţi serioşi, cu experienţă, care să fructifice şi toate celelalte studii efectuate până acum, în măsura în care acestea mai sunt valabile”, sublinia Sebastian Burduja.

În noiembrie, el anunţa că două dintre cele mai mari companii din domeniu din lume, EDF din Franţa şi Itochu din Japonia, şi-au manifestat interesul faţă de proiectul Tarniţa-Lăpuşteşti şi au venit proactiv către minister să-şi pună la dispoziţie toate resursele şi expertiza.

Finanţări pentru reactoarele modulare mici şi unităţile de la Cernavodă

Americanii de la NuScale Power şi compania românească RoPower Nuclear (RoPower), deţinută în cote egale de Nuclearelectrica şi Nova Power & Gas, au anunţat la începutul lunii ianuarie semnarea contractului pentru lucrările de Front-End Engineering and Design (FEED), ce marchează un pas important spre implementarea unei centrale electrice NuScale VOYGR cu reactoare modulare mici (SMR) în România. Potrivit unui comunicat de presă al producătorului de energie nucleară din România, contractul a fost parafat în data de 28 decembrie 2022, iar lucrările FEED pe care le va demara NuScale vor defini caracteristicile principalele şi specifice de amplasament pentru o centrală VOYGR-6 SMR care ar putea fi dezvoltată pe amplasamentul centralei electrice Doiceşti.

Un alt pas în ceea ce priveşte SMR l-a reprezentant inaugurarea, în luna mai, la Universitatea Politehnica Bucureşti, a primului Centru de Explorare a Energiei (Centrul E2) din Europa care găzduieşte simulatorul camerei de comandă a reactorului modular mic (SMR) NuScale. Preşedintele Nuclearelectrica, Cosmin Ghiţă, declara atunci că proiectul este unul de ţară şi reprezintă o revoluţie energetică.

Tot în mai, ministrul Energiei de la acel moment, Virgil Popescu, a anunţat că dezvoltarea proiectului SMR în România a obţinut o finanţare record de peste 4 miliarde dolari.

„Preşedintele Statelor Unite ale Americii, Joe Biden, a anunţat astăzi, la Summitul G7, sprijin financiar, public-privat, pentru dezvoltarea reactorului modular mic (SMR) din România, de la Doiceşti, în valoare de 275 milioane de dolari, din partea SUA, Japonia, Coreea de Sud şi Emiratele Arabe Unite, plus emiterea a două scrisori de interes din partea US International Development Finance Corporation (DFC) şi US Export-Import Bank (EXIM), în valoare totală de 4 miliarde de dolari, respectiv 1 miliard DFC şi 3 miliarde EXIM Bank”, a scris ministrul pe pagina sa de Facebook.

Noua finanţare vine ca o completare la grantul de 14 milioane de dolari, pe care l-a anunţat preşedintele american Joe Biden în iunie 2022.

Luna următoare a fost parafat un Memorandum de Înţelegere pentru colaborare în implementarea centralelor electrice NuScale Voygr în Europa Centrală şi de Est (ECE), inclusiv în România, între Nuclearelectrica, NuScale Power, E-INFRA, Nova Power & Gas, Fluor Enterprises şi Samsung C&T Corporation. Documentul reuneşte expertiză de nivel mondial şi experienţe valoroase axate pe potenţiala extindere şi dezvoltare a implementării reactoarelor modulare mici în Europa Centrală şi de Est, dar şi la fosta centrală electrică pe cărbune din Doiceşti, România.

Totodată, în iulie, DS Private Equity a anunţat că va investi 75 de milioane de euro în RoPower, compania care dezvoltă Centrala SMR (reactoare modulare mici) de la Doiceşti, pentru dezvoltarea studiului FEED2 (Front-End Engineering and Design).

Comisia Naţională pentru Controlul Activităţilor Nucleare a aprobat, în septembrie, documentul de autorizare pentru centrala nuclearoelectrică NuScale cu reactoare modulare mici.

În noiembrie au apărut însă la orizont semne de întrebare legate de tehnologia SMR, după ce Asociaţia Municipală a Sistemelor de Producere a Energiei din Utah (UAMPS) şi NuScale Power Corporation (NuScale) au anunţat că au convenit de comun acord să renunţe, din motive comerciale, la proiectul reactoarelor modulare de mici dimensiuni.

În acest context, Ministerul Energiei menţiona, într-un comunicat, că România îşi menţine încrederea în tehnologiile SMR, implementarea cu succes în ţara noastră a acestora fiind importantă pentru securitatea energetică şi pentru atingerea obiectivelor climatice prin înlocuirea treptată a centralelor bazate pe cărbune cu SMR.

De asemenea, ministrul de resort, Sebastian Burduja, susţinea că România are toate şansele să beneficieze de pe urma faptului că proiectul SMR (reactoare modulare mici) din Idaho nu se mai face, deoarece putem negocia cu Departamentul de Energie din Statele Unite pentru a prelua o bună parte din ingineria şi din elementele dezvoltate acolo.

În ceea ce priveşte Centrala de la Cernavodă, în martie, Nuclearelectrica a selectat compania Candu Energy Inc., membră a Grupului SNC-Lavalin, pentru a efectua lucrări suplimentare de pre-proiect pentru reactorul CANDU al Unităţii 1 de la Cernavodă, înainte de prelungirea duratei de viaţă a acestuia. În cadrul acordului pe doi ani, în valoare de aproximativ 65 de milioane de dolari, SNC-Lavalin va efectua servicii de inginerie de lungă durată şi de inginerie front-end, în vederea pregătirii viitorului proiect de retehnologizare a Unităţii 1 CNE Cernavodă. Retehnologizarea va prelungi durata de funcţionare a reactorului Unităţii 1 cu încă 30 de ani, până în anul 2060.

În noiembrie, Nuclearelectrica, împreună cu Candu Energy Inc. (CEI), o filială a SNC-Lavalin Group Inc. care îşi desfăşoară activitatea sub numele de AtkinsRealis, şi Canadian Commercial Corporation (CCC), o corporaţie federală de stat, au semnat un contract în valoare de 781 milioane dolari canadieni, având ca obiect furnizarea de scule şi componente ale reactorului, precum şi servicii de inginerie şi tehnologie, pentru prelungirea duratei de viaţă a Unităţii 1 CNE Cernavodă.

Pe de altă parte, în martie, a fost adoptată Legea privind aprobarea semnării Acordului de Sprijin între statul român şi Societatea Naţională Nuclearelectrica pentru Proiectul Unităţile 3 şi 4 CNE Cernavodă. Ulterior, proiectul a fost aprobat de Parlament şi promulgat de preşedintele Klaus Iohannis.

Acordul de sprijin privind proiectul Unităţilor 3 şi 4 ale CNE Cernavodă, dintre Guvernul României şi Nuclearelectrica, a fost semnat în iunie, documentul parafând modalităţile efective de cooperare, prin stabilirea unor angajamente şi obligaţii ale statului român referitoare la asigurarea măsurilor necesare în ceea ce priveşte finanţarea proiectului, implementarea şi adoptarea măsurilor de sprijin, inclusiv măsuri de ordin legislativ.

La începutul toamnei, Ministerul Energiei anunţa că Guvernul Canadei intenţionează să pună la dispoziţie 3 miliarde de dolari canadieni pentru finanţarea noilor reactoare nucleare CANDU ale centralei de la Cernavodă. În aceeaşi lună, Exim SUA a aprobat o finanţare de 57 de milioane de dolari pentru studii de inginerie şi fezabilitate pentru pregătirea construcţiei unităţilor 3 şi 4 de la Cernavodă.

Legea privind energia eoliană offshore

Fostul ministru al Energiei Virgil Popescu a solicitat în ianuarie, cu ocazia ceremoniei de deschidere a celei de-a XIII-a sesiuni a Adunării Agenţiei Internaţionale pentru Energie Regenerabilă, ca România să fie admisă ca membru în Global Offshore Wind Alliance (GOWA), „pentru a profita din plin de toate oportunităţile”. Alianţa, iniţiată de Agenţia Internaţională pentru Energie Regenerabilă (IRENA), Danemarca şi Consiliul Global pentru Energie Eoliană, reuneşte guverne, sectorul privat, organizaţii internaţionale şi alte părţi interesate pentru a accelera implementarea energiei eoliene offshore.

Ulterior, în martie, el a declarat că Executivul lucrează, împreună cu Banca Mondială, la un proiect de Lege offshore wind, care va fi trimis în Parlament. Proiectul de Lege privind măsurile necesare pentru exploatarea energiei eoliene offshore şi pentru modificarea şi completarea unor acte normative din domeniul energiei a fost lansat în iulie, în consultare, de ministerul de resort, iar în august a fost organizată o dezbatere publică pe marginea sa.

Proiectul de Lege a fost aprobat de Guvern în 21 decembrie şi trimis spre adoptare Parlamentului. Conform proiectului aprobat în Guvern, pentru operaţionalizarea investiţiilor în energia eoliană offshore, Ministerul Energiei va demara, în termen de 3 luni de la intrarea în vigoare a legii, un studiu de specialitate în baza căruia va fi pregătită procedura de concesiune şi activităţile de explorare, construcţie a centralelor electrice eoliene offshore şi exploatare a acestora. Printre altele, studiul va determina perimetrele maritime pe care Ministerul Energiei le va concesiona, ţinând cont de: potenţialul eolian al acestora, posibilităţile de evacuare a energiei electrice eoliene offshore, precum şi de restricţiile impuse de Planul de amenajare a spaţiului maritim, inclusiv cele în materie de protejare a biodiversităţii şi mediului înconjurător.

În baza studiului, până la data de 30 iunie 2025, Guvernul va aproba perimetrele eoliene offshore şi actele subsecvente de punere în aplicare a legii, urmând ca Ministerul Energiei să iniţieze o procedură competitivă de atribuire a contractelor de concesiune.

Ministrul Energiei, Sebastian Buduja, a afirmat că Legea pentru eolienele offshore ar putea intra în vigoare în martie anul viitor şi, potrivit calendarului, în 2032 va fi produs primul megawatt din Marea Neagră în acest sistem.

Creştere semnificativă a numărului de prosumatori şi a puterii instalate

Numărul de prosumatori deţinători ai unei capacităţi de producere a energiei electrice din surse regenerabile de 423 MW putere instalată totală, racordaţi la reţeaua de distribuţie era, la 1 ianuarie 2023, de 40.171, conform datelor centralizate de Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), şi acesta a continuat să crească pe parcursul anului.

Evoluţia numărului de prosumatori l-a determinat pe Gabriel Andronache, vicepreşedinte al Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), să atragă atenţia, în septembrie, că această creştere pune presiune pe sistemul de distribuţie, în condiţiile în care cei mai mulţi au capacităţi care depăşesc cu mult consumul propriu.

De altfel, el sugera, o lună mai târziu, că următorul proiect Casa Verde fotovoltaice ar putea fi împreună cu capacitate de stocare, astfel încât să nu se mai creeze o presiune pe sistemul de distribuţie, iar distribuitorii să fie nevoiţi să facă întăriri şi extinderi, care se vor reflecta în tarif.

Totodată, preşedintele Comisiei pentru industrii şi servicii din Camera Deputaţilor, Bende Sandor, afirma, în octombrie, că ANRE va putea să mai diminueze sau să taxeze în plus investiţiile prosumatorilor, dacă aceştia ajung la o capacitate de producţie de peste 8% din puterea totală instalată a României.

„Vreau să vă spun că şi Uniunea Europeană şi legislaţia actualmente în vigoare spun că aceste facilităţi (pentru prosumatori – n. r.) se pot da şi se vor da atâta timp cât nu afectează reţelele. ANRE, în urma unui studiu, la sesizări, va putea să să mai oprească din aceste investiţii şi trebuie să spunem cetăţenilor, trebuie să ştie: în momentul în care prosumatorii ajung la o capacitate de producţie de peste 8% din puterea totală instalată a României, ceea ce este considerat astăzi undeva la 18 GW, 18.000 de MW, atunci poate să mai diminueze sau să taxeze în plus aceste investiţii”, spunea Bende Sandor.

Ultimele date ale ANRE, arată că, la nivelul lunii octombrie, numărul prosumatorilor a ajuns la 101.605, cu o putere instalată de 1.298 MW, iar până la finele anului se estimează undeva la 1,5 GW, ceea ce, potrivit preşedintelui autorităţii, George Niculescu, înseamnă că va depăşi puterea instalată a celor două reactoare de la Cernavodă.