România nu-și mai poate asigura nici vara necesarul de electricitate. Importăm masiv și constant, care sunt cauzele

La ora redactării acestui text-marți la prânz- România importa peste 1.000 MW de energie electrică. Nu este un lucru izolat, deși temperaturile nu sunt unele extreme, consumul nu este la cote extrem de înalte și nu sunt înregistrate avarii la grupurile mari generatoare.

Cu toate acestea, România importă masiv energie electrică, constant. Transelectrica are date operative prezentate public pentru șapte zile din perioada scursă de la începutul acestei luni. În șase zile dintre cele șapte, sistemul energetic național a fost importator net, în condițiile în care, în fiecare zi din august 2018 (perioadă echivalentă) a fost exportator net. Cantitățile nu sunt deloc mici. Spre exemplu, luni, 5 august, s-a importat la o putere orară medie de 906 MW.

Iar în iulie a fost aproximativ aceeași situație. Din ce prezintă Transelectrica public, în 19 zile am fost importatori neți, iar exportatori am fost doar în patru. Asta în condițiile în care, în fiecare zi din iulie 2018 (perioadă echivalentă), România a fost exportator net de energie electrică.

Am ajuns astfel în situația delicată ca nu numai iarna, ci și vara să consumăm energie electrică produsă de alții, în condițiile în care nu avem nici secetă grea, nici temperaturi extreme și nici indisponibilități majore, cu excepția centralei pe gaze de la Iernut, care este oprită aproape total pentru lucrările la noua centrală.

Care sunt cauzele

Pare că principalele cauze ar ține de piață, mai ales de reglementările ei, în condițiile în care pe natură nu putem da vina decât parțial. România produce pur și simplu mai puțină energie electrică, agregat, astfel că nici vara, cu un consum relativ normal, energia electrică nu ne ajunge.  Spre exemplu, în data de 5 august, consumul mediua a fost de 6.250 MW și am importat peste 900, iar în 6 august 2018 consumul mediu a fost mai mare, de 6,580 MW, dar am exportat 480.

Întâi, vremea, deși nu are cel mai mare impact. Vântul nu a fost atât de bun ca anul trecut, așa că aportul energiei generate de turbinele eoliene este mai scăzut, dar nu este o constantă a fiecărei zile – spre exemplu, în intervalul de raportare de mai sus, eolienele au produs mai mult decât anul trecut: 218 MW față de 89.

Programul de iarnă: În acest an, prin decizie a Guvernului, trebuie să crească stocurile de gaze și rezerva de apă în lacurile de acumulare, pentru iarnă, comparativ cu prevederile de anul trecut. Stocurile de gaze cu 10%, și rezerva din lacurile de acumulare cu nu mai puțin de 25%. Ca atare, și din această cauză, producția curentă  de energie a centralelor pe gaze este mai redusă, la fel cea a grupurilor hidro. În primul caz 716 MW față de 1.049 (și din alte cauze pe care le vom detalia mai jos), iar în celălalt 1.368 față de 2.675, fără ca România să cunoască o secetă severă.

Costul certificatelor de dioxid de carbon. Afectează în special termocentralele pe cărbune (CE Oltenia) și, mai puțin cele pe gaz. Certificatele s-au scumpit puternic în ultimii doi ani, astfel că anul trecut CE Oltenia a trebuit să plătească 1,4 miliarde de lei doar pentru ele (40% din cifra de afaceri a societății), iar peste o treime din această sumă a trebuit împrumutată. Deci, cel puțin acum, poate că oficialii CE Oltenia își fac socoteala dacă e mai bine să nu producă atât cât ar putea (pentru ce nu se produce nu se cumpără certificate), inclusiv în contextul în care și ei trebuie să constuituie stocuri obligatorii de cărbune pentru programul de iarnă. Și în contextul în care prețul energiei la iarnă ar putea fi mai mare. Este ceea ce au făcut, de exemplu, cei de la Petrom, care au cea mai mare centrală nouă pe gaze, de 860 MW, de ultimă generație. În al doilea trimestru, a produs cu 89% mai puțin decât în aceeași perioadă din 2018. Explicația este simplă: “În aprilie, a fost foarte multă energie hidro în piață, iar lunile următoare condițiile economice nu au fost favorabile, din cauza prețului de piață al gazelor și al costului cu emisiile. Nu ar fi fost eficient să producem mai mult”, a explicat Frank Neel, membru al directoratului Petrom, responsabil de Downstream Gas, acum două săptămâni.

OUG 114/2018, cu tot cu modificările ulterioare. Actul normativ are mai multe efecte. În primul rând, a impus producătorilor de gaze să vândă gazele la preț plafonat pentru consumul populației și cel al producătorilor de energie termică, deci este mai puțin gaz intern pe piață, inclusiv pentru centrala de a Brazi, care are și obligație de import de gaze. În al doilea rând, și Petrom și Hidroelectrica au obligații de vânzare a unei cantități de gaze pentru piața reglementată (consumul populației), care trebuie disponibilizate sub sancțiunea amenzilor. Pentru Petrom grosul este în perioada rece, iar Hidroelectrica  trebuie, pe lege, ca, anul viitor să vândă până la 65% din producție clienților reglementați. Adică de șase ori mai mult decât în acest an, și trebuie să aibă și cu ce produce această energie, pe care să o vândă la preț de cost plus profit de 5%. Dacă nu o are, trebuie să o cumpere, ceea ce, la prețurile de acum din piață, înseamnă automat pierdere.

Prețuri mari

Reglementările, coroborate cu prețurile tot mai mare ale emisiilor și cu aportul slab al eolienelor, duc așadar la o ofertă mai mică de energie în piață, ca atare și prețurile (spot) cresc. Piața spot este cuplată cu cea din Ungaria, Slovacia și Cehia, prin preț, iar energia “curge” de la piețele cu preț mic la cele cu preț mare. Deficitul de energie de la noi își spune cuvântul. Spre exmplu, azi (miercuri) la ora 18.00, prețul spot este de 450 de lei MWh, adică la același nivel cu Ungaria și de peste două ori mai mare decât cel din Slovacia și Cehia, care sunt bine conectate la piețele europene. Exemplu care nu este izolat. După cum puteți vedea mai jos, energia cumpărată spot la București (linia maronie) a fost, în această vară, de multe ori cea mai scumpă din Europa.