România produce energie, dar rețeaua nu ține pasul. Experta în energie Alina Arsani explică de ce sistemul energetic s-a schimbat mult mai repede decât infrastructura care trebuie să-l susțină
România poate construi centrale, parcuri fotovoltaice, turbine eoliene și poate adăuga în rețea sute de mii de prosumatori. Dar există o întrebare mai puțin spectaculoasă și mult mai importantă: avem rețelele prin care să ducem toată această energie acolo unde este nevoie de ea?
Alina Arsani, director al departamentului de energie din cadrul Energy Policy Group, spune la interviurile Explicativ că presiunea se pune azi atât pe rețeaua națională de transport, cât și pe rețelele locale de distribuție. Iar multe dintre aceste rețele au, în medie, aproximativ 30 de ani.
Vara aceasta a arătat foarte bine diferența dintre o criză conjuncturală și o vulnerabilitate structurală. Debitul redus al Dunării, producția hidro mai mică și problemele din zona nucleară au creat șocul imediat. Dar, spune Alina Arsani, criza a scos la suprafață probleme acumulate în ani: investiții întârziate în producție, stocare și infrastructură.
„Situația aceasta de criză pe termen scurt a arătat vulnerabilitatea sistemului electroenergetic național”, explică experta EPG.
Problema României devine vizibilă mai ales seara, când consumul urcă, producția fotovoltaică dispare odată cu soarele, iar sistemul trebuie să găsească rapid alte surse.
În primele zile tensionate din august, România a importat aproximativ 2 GW pentru a acoperi un consum care se apropia de 8 GW. Alina Arsani insistă însă asupra unei nuanțe importante: importurile nu sunt în sine un eșec. „Acele importuri pe care noi le blamăm au contribuit la securitatea energetică a României. Practic, au suplimentat ceea ce noi n-am putut aduce din producție”, a ținut să indice experta EPG.
Una dintre marile confuzii din dezbaterea publică este că punem semnul egal între capacitatea instalată și energia pe care România o poate produce efectiv într-un anumit moment. Pe hârtie, sistemul are aproape 19 GW capacitate netă instalată, dar asta nu înseamnă că toți acești gigawați sunt disponibili într-o seară de vară, când consumul este mare. La începutul lui august, producția maximă ajunsese la aproximativ 6,9 GW, iar diferența venea tocmai din felul în care funcționează sursele noastre de energie.
„Ceilalți gigawați nu dispar. Doar că există o diferență între puterea netă instalată [...] dacă toate generatoarele ar funcționa la capacitate maximă”, explică Alina Arsani.
Ea mai adăugat: „la hidro, din șase gigawați avem producție de doi. Da, deci patru nu-i vedem în zilele acestea. [...] Din peste trei gigawați instalați în eolian, noi produceam 0,6. [...] Iar la solar, în momentul de vârf de consum seara, pentru că nu mai avem soare, nu vedem acea capacitate acolo”.
Aici apare, de fapt, problema structurală: România a adăugat tot mai multă producție variabilă, în special solară și eoliană, fără să dezvolte în același ritm capacitățile care pot păstra energia produsă în timpul zilei și o pot livra seara, când sistemul are cea mai mare nevoie de ea.
Iar Alina Arsani vorebește despre întârzierile în investiții în stocarea de energie.
„Dacă am fi avut mai multă stocare de energie într-un mix care recent are mai multă producție din zona de energie variabilă, adică eolian și solar, dacă am fi avut mai multă stocare, probabil presiunea nu ar fi fost atât de mare. [...] „Asta e una. După care, dacă am fi avut investiții pe care ni le-am planificat de-a lungul timpului și le vedem în toate programele de guvernare, atât pe gaz, cât și pe nuclear, dacă le-am fi avut în momentul de față, probabil nu am fi avut această problemă. [...] Dacă ne uităm la centralele pe gaze pe care le-am amânat, dacă am fi avut Mintia în momentul de față, respectiv 1,7 gigawați, probabil situația ar fi arătat diferit”, a explicat experta EPG.
Povestea prosumatorilor arată poate cel mai bine paradoxul dezvoltării energetice românești. România a ajuns, potrivit unei analize EPG citată de InfoClima, la aproximativ 3,7 GW instalați la prosumatori. Este o transformare uriașă. Numai că panourile au apărut într-un ritm mai rapid decât stocarea și infrastructura care trebuie să gestioneze noul sistem.
Mai există însă o problemă fundamentală: rețeaua românească a fost construită pentru o lume energetică diferită de cea de astăzi.
Sistemul era gândit în jurul unor producători mari și al unor consumatori care doar primeau energia. Între timp au apărut sute de mii de prosumatori, producția s-a descentralizat, iar energia începe să circule într-un sistem mult mai complex. Alina Arsani explică: „A fost dezvoltat în ideea în care vor fi consumatori pasivi, nu activi, cum avem acum, respectiv prosumatorii. [...] Acum lucrurile s-au schimbat ca urmare a [...] anumitor capacități, cum ar fi cele pe cărbune, cu energie variabilă, solar și eolian. Dar și lucrurile s-au schimbat prin această descentralizare, respectiv prosumatorii.”
Problema e că infrastructura nu s-a schimbat cu aceeași viteză. Presiunea nu se află doar într-un punct al sistemului, ci atât pe rețeaua națională de transport, cât și pe rețelele locale de distribuție. Iar acestea trebuie să gestioneze astăzi un sistem pentru care nu au fost proiectate inițial.
„Aș spune că avem provocări la nivelul ambelor, da, atât la nivelul rețelei de transport, cât și la nivelul rețelei de distribuție, provocări care derivă din schimbarea aceasta a structurii sectorului energetic. [...] O contribuție din ce în ce mai mare a energiei regenerabile, creșterea numărului de prosumatori, practic toate aceste lucruri pun presiune pe rețele. [...] Gândește-te la rețele care au în medie o vârstă de 30 de ani. Da, deci trebuie [...] să le modernizăm și trebuie să le adaptăm pentru noua structură a sectorului”, mai indică Alina Arsani.
Unul dintre locurile unde această problemă devine deja vizibilă este Dobrogea, regiunea în care se concentrează multe dintre noile proiecte regenerabile, dar și mari capacități energetice deja existente sau planificate. Tocmai aici, spune Alina Arsani, infrastructura insuficient dezvoltată poate face ca proiectele vechi sau rămase pe hârtie să blocheze dezvoltarea altora.
„Regiunea cea mai intensivă în proiecte noi, proiecte de regenerabile, este regiunea Dobrogei, unde [...] sunt mai multe proiecte în așteptare. [...] Avem niște capacități care sunt acolo pe hârtie, dar blochează alte capacități. Deci, practic, investiții pe care nu le-am realizat la timp și blochează altele. [...] Regiunea Dobrogei este [...] cea mai sensibilă din punct de vedere dezvoltare de proiecte, pentru că acolo este [...] un potențial mare de eolian și solar”, a mai spus experta EPG.
Dimensiunea blocajului devine și mai clară când ne uităm la proiectele care așteaptă să intre în sistem. În discuție apare cifra de aproximativ 90 GW de proiecte cu ATR, însă numai o parte dintre acestea sunt într-o fază suficient de avansată pentru a deveni efectiv investiții. Chiar și pentru această categorie, rețeaua mai are nevoie de lucrări înainte de a putea absorbi producția.
„Dacă vorbim așa de aproximativ 10 GW, proiecte care așteaptă, care [...] au trecut prin toate fazele [...] 10 din 90 de GW care au ATR. [...] Din toți 90, 10 sunt aproape, da, sunt aproape pregătiți pentru a fi dezvoltați. Aș spune că la acest moment ar mai fi necesare investiții în rețele pentru a putea prelua acea capacitate și oricum acea capacitate ar fi dezirabil să fie însoțită de capacități de stocare”, a evidențiat Alina Arsani.
Peste limitele fizice ale rețelei s-a suprapus și problema proiectelor speculative, care au rezervat capacitate de racordare fără să ajungă neapărat să construiască. Alina Arsani spune clar că este o problemă sistemică, dar avertizează că nu orice proiect aflat pe listele făcute publice poate fi catalogat automat drept speculativ.
„Nu m-aș pronunța la un procent sau la o valoare absolută, dar clar este o problemă sistemică. [...] Au fost luate măsuri în această perioadă, chiar în primăvară, după ce s-a discutat despre proiecte speculative, să le zicem între ghilimele. [...] Lista aceea nu reflectă doar băieți deștepți, reflectă și companii care vor să facă investiții în sector, care au făcut investiții în sector. [...] Posibil ca parte din acea listă să reprezinte băieți deștepți, dar nu putem generaliza și spune că toți sunt băieți deștepți”, precizează directoarea departamentului de energie din cadrul Energy Policy Group.
În discuția cu Alina Arsani mi-a atras atenția faptul că una dintre cele mai importante vulnerabilități nu ține de cabluri sau de stâlpi, ci de cât de bine vede sistemul ce se întâmplă în propria rețea.
Doar aproximativ 35% dintre consumatori au contoare inteligente, iar întrebarea este ce înseamnă lipsa informației în timp real într-un sistem cu tot mai mulți prosumatori.
Alina Arsani răspunde: „Gândește-te cât de utile ar fi acele date legate de consum, de producție în timp real într-o situație de stres, într-o situație vulnerabilă ca aceasta pe care o avem noi. Ce nu vede rețeaua, adică rețeaua de transport nu vede prosumatorii. [...] Dacă ne uităm la datele de la Transelectrica, observăm că pe partea de producție pe ei nu-i vedem, pentru că sunt cu precădere pentru autoconsum. În același timp [...] acesta este un punct major vulnerabil al rețelei, al rețelei de distribuție”.
Iar lipsa acestei vizibilități se poate transforma și într-un cost. Furnizorii trebuie să estimeze câtă energie vor consuma clienții lor, iar cu cât prognoza diferă mai mult de realitate, cu atât crește nevoia de a cumpăra energie de pe piața de echilibrare.
„Aș spune că se reflectă cu precădere în ceea ce vorbeam mai devreme, respectiv prețul de echilibrare, adică prognoza legată de consum versus realitatea. Cu cât valoarea prognozată este mai departe de realitate, gândește-te că eu, în calitate de furnizor, trebuie să mă duc pe piața de echilibrare să cumpăr la un preț mai mare. Deci asta se reflectă în factura consumatorului”, explică Alina Arsani.
Modernizarea rețelelor nu înseamnă însă doar să construiești mai multe linii și stații. EPG atrage atenția și asupra felului în care reglementarea poate favoriza investițiile în active fizice în detrimentul software-ului, digitalizării sau instrumentelor care cresc eficiența operatorilor.
Alina Arsani explică dilema printr-un exemplu: „Eu, autoritate, îți spun că eu nu-ți voi recunoaște în tarif, adică nu vei fi plătit pentru acele sisteme software pe care tu vrei să le implementezi pentru digitalizare, pentru eficiență. [...] Asta înseamnă că se va adăuga la tariful de distribuție pe care consumatorul îl plătește și este un cost de oportunitate, un trade-off.”
Iar concluzia ei este mult mai dură: „Noi ce spunem este că ar trebui să ne uităm foarte atent la lucrul acesta și să nu omitem faptul că vom pierde foarte mult pe termen lung dacă nu punem acum un pic la tariful de distribuție și nu facem investiții în rețele”.
În discuția de peste o oră nu Alina Arsani am ajuns inevitabil și la întrebarea cine plătește?
Estimarea EPG e de aproximativ 6,8 miliarde de euro pentru transport și între 9,2 și 11 miliarde pentru distribuție până în 2030, adică o nevoie totală de investiții care ajunge în zona 16–18 miliarde de euro.
Legat de cine trebuie să pună acești bani pe masă, primul răspuns al Alinei Arsani este: „Consumatorul.”
Explicația ține de felul în care este finanțată astăzi infrastructura electrică. Mai concret spus, o mare parte din investițiile făcute de operatorii de rețea sunt recuperate prin tarifele de transport și distribuție pe care le plătim în factura de energie. Cu alte cuvinte, atunci când rețeaua este extinsă, modernizată sau întreținută, o parte importantă din cost ajunge, în cele din urmă, tot la cei care folosesc energia.
„Gândește-te așa că în momentul de față cele mai multe investiții în rețele vin din tarif, respectiv de la consumatori. [...] Cea mai mare parte din valoarea investițiilor vine din tarifele de distribuție, respectiv este plătită de consumator”, indică Alina Arsani.
Există însă și o cale prin care presiunea asupra facturilor poate fi redusă, iar ea ține de finanțarea europeană. Problema e că nevoia de investiții este mult mai mare decât fondurile atrase până acum. „Să nu omitem faptul că au fost fonduri alocate atât pentru transport, cât și pentru distribuție din Fondul pentru Modernizare. Au fost fonduri alocate din Planul Național de Redresare și Reziliență. [...] Vedem un apetit destul de scăzut din partea României pe această structură de finanțare, de exemplu cea europeană”, mai notează Alina Arsani, care oferă și un exemplu concret: „Din Fondul pentru Modernizare au fost alocați 1,1 miliarde de euro pentru proiecte în rețelele de distribuție de energie electrică. [...] Operatorii s-au dus cu proiecte de peste 2,4 miliarde de euro”.
Deci discuția publică despre energie ieftină trebuie purtată cu mai multă onestitate. Dacă vrem o rețea capabilă să preia regenerabilele, prosumatorii și noile capacități de producție, modernizarea costă înainte ca beneficiile să se vadă.
„Dacă România își dorește energie sigură, accesibilă, competitivă și potențial decarbonizată, [...] trebuie să spunem onest că lucrul acesta costă, mai ales pe termen scurt, ca astfel încât pe termen lung prețul să scadă”, a ținut să indice Alina Arsani.
Ea a mai notat: „Uite de câte miliarde avem nevoie în rețele și trebuie să pregătim rețelele pentru regenerabile, pentru prosumatori, să le digitalizăm, să punem contoare inteligente, să creștem interconectarea. Deci trebuie să facem toate lucrurile acestea. E absolut imposibil să reduci componenta asta”.
Ei bine, în tot acest context, ideea că România își poate rezolva rapid problema doar printr-o interconectare mai puternică spre Europa Centrală nu are o soluție peste noapte. O astfel de infrastructură poate avea nevoie de peste un deceniu pentru a deveni realitate. Pentru următorii ani, răspunsul Alinei Arsani este mai degrabă intern: „Capacități noi de producție însoțite de capacitate de stocare”.
Iar despre marile interconectări, experta EPG spune: „Imaginează-ți că o linie de anvergura aceea durează 15 ani pentru că implică exproprieri, până la urmă consens politic la nivelul statelor respective. Și să nu uităm faptul pentru ca comunica energia dintr-o parte înalta înseamnă poate prețuri mai mici pentru noi, dar și prețuri mai mari pentru ei, pentru că, da, se duce dintr-o parte înalta, e un soi de vase comunicante. Deci cine politic și-ar dori să susțină investiția într-o astfel de rețea în Austria?”, se întreabă Alina Arsani.
Am întrebat-o pe experta EPG și ce ar face concret dacă ar deveni mâine ministru al Energiei și ar trebui să aleagă doar trei priorități pentru ca România să nu mai ajungă într-o situație asemănătoare cu cea prin care am trecut în această vară.
„Deci trei lucruri: investiții în capacități de stocare, investiții în rețele de energie electrică și o structură care să monitorizeze evoluția acestora și evoluția sistemului electroenergetic național”, a rezumat Alina Arsani din poziția sa de director al departamentului de energie din cadrul Energy Policy Group.