Sursa foto: FMI / Facebook
Cărbunele „reușește” contraperfomanța ca, în acest an, să fie pe ultimele locuri în topul surselor generatoare de electricitate ale României. Potrivit datelor interactive Transelectrica, energia din cărbune nu a depășit 8-900 MWh zilnic, cu vîrfuri de 1.000 de MWh. Este cu mult față de ceea ce însemna cărbunele în anii trecuți, când 2.000 de MW zilnic însemna producție mică. Practic, acum, cărbunele a scăzut și sub gaz, ca sursă generatoare de electricitate, ceea ce, ca o constantă, nu s-a mai întâmplat în România. De fapt, cărbunele este acum pe ultimele locuri la generarea de energie, unde se „bate” cu solarul și biomasa. Eolianul este constant peste cărbune, nuclearul este constant peste cărbune și hidrocarburile sunt constant peste cărbune, o situație inedită, irepetabilă în istoria României. Energia hidro este și, în general, a fost și în trecut peste cărbune. Reamintim că CEO (Complexul Energetic Oltenia) este cel mai important subiect din planul de decarbonare al economiei românești, depus la Bruxelles, și de care sunt legate plata tranșelor din Planul Național de Redresare și Reziliență (PNRR), și va trebui, până la urmă, să-și închidă cu totul turbinele generatoare de energie pe bază de cărbune, în câțiva ani.
Conform informațiilor Economedia, această situație unică are loc în principal datorită faptului că Complexul Energetic Oltenia, cel mai mare producător de enegie din cărbune al țării, mai livrează energie doar pentru contractele bilaterale pe termen lung, încheiate acum un an sau doi ani, adică atunci când prețul electricității era de câteva ori mai scăzut.
Spre comparație, celălalt mare complex – Hunedoara – a devenit aproape irelevant, funcționând doar sporadic și doar pe servicii de sistem, adică la mare nevoie pentru Sistemul Energetic Național.
Însă Complexul Energetic Oltenia, încă funcțional, este drastic subcapacitat. „Niciodată CEO n-a funcționat așa, la nici 1.000 de MW. În fapt, la 1.700 MW era deja alertă. Acest fapt este drumul sigur către ieșirea din piață a cărbunelui și, în cele din urmă, la închidere. Acesta este rezultatul depunerii planului de decarbonizare la Bruxelles, cu rezultatul închiderii CEO în 2026, și a-l lega de banii din PNRR. Planul de decarbonizare, care înseamnă închiderea CEO – că despre ce altă decarbonizare putem vorbi – a fost făcut fără nicio dezvoltare în paralel. Spre deosebire de alte țări, vedem acum Germania și Polonia, noi am luat decizia să închidem, pur și simplu, cărbunele, fără a avea un plan de conversie a termocentralelor pe gaz, fără a avea odată terminată centrala pe gaz de la Iernut, fără să ai ce să pui în loc. Continuând așa, văd probleme mari cu asigurarea cashflow-ului, încă din martie. Ca să rezolve situația, vor tăia din cheltuielile cu serviciile, mentenanță și celelalte, n-au ce să facă. Plus concedieri. Ca să nu mai vorbim că, atunci când se vor termina contractele bilaterale în derulare, mergând atâta timp subcapacitat, cum vor mai putea intra în piață. Văd un 2023 crunt pentru CEO”, a declarat o sursă din industrie pentru Economedia.
Alte surse din piață nu văd însă atât de dramatic situația CEO. Recunosc că producția este mică, pentru că achiziția obligatorie de certificate de emisie CO2 face ca prețul de piață al Complexului să fie necompetitiv pentru piață. „Dacă prețul certificatului este la 100 de euro, ce poate să facă CEO în piață? Dacă prețul curentului de la CEO pleacă de la 100 de euro, la care se adaugă costuri și marja, cum să vinzi în piață? Uitați-vă cine închide piața, eolianul, solarul și chiar hidrocarburile. Nu înseamnă însă că, implicit, vor exista problemele cu cashflow-ul. Dacă totul este bugetat, dacă schema de personal este dimensionată în așa fel încât toate structurile funcționale să fie acoperite, atunci ar trebui să poată treacă peste 2023 relativ bine”, a precizat sursa.
Altă sursă, care, la fel, a dorit să-și păstreze anonimitatea, în acest subiect delicat, ne-a mai spus că, da, CEO mai stă doar în contractele bilaterale, semnate acum un an, acum doi ani, și are probleme reale în a mai găsi noi clienți în piață.
Guvernul a schimbat, în decembrie, legislația decarbonării sectorul energetic, adoptată inițial în vara lui 2022, după ce Comisia Europeană și-a exprimat obiecții la adresa acesteia și a amenințat din acest motiv chiar cu respingerea unei cereri de plată de fonduri UE a României în baza Planului Național de Redresare și Reziliență (PNRR) aferentă lui 2022, în valoare de 2,8 miliarde euro.
Principalul efect este că unitățile de producție pe bază de cărbune care urmează să fie scoase din exploatare în următorii 10 ani (660 MW pe lignit până la finalul lui 2022, alți 1.425 MW pe lignit până în 2025 și încă 1.140 MW pe lignit și huilă până în 2032) nu vor mai putea fi trecute în așa-numita „rezervă tehnică″. Mai mult, grupuri energetice pe lignit de la Complexul Energetic Oltenia cu putere instalată însumată de 660 MW nu vor mai putea fi activate decât pentru o perioadă de 3 ani de la 1 ianuarie 2023 încolo și numai în anumite condiții stricte. Planul de restructurare și decarbonare al Complexului, aprobat de Comisia Europeană, prevede că, până la jumătatea lui 2026, trebuie să devină operaționale noile centrale pe gaze de la Turceni și Ișalnița, cu capacitate totală de 1.325 MW, adică producția pe cărbune trebuie stopată. Până în prezent însă, nu există demersuri concrete pentru centrale pe gaze în locul celor pe cărbune, În Oltenia.
Chiar la sfârșitul anului trecut, în 28 decembrie, Guvernul a amânat prin HG până la data de 1 octombrie 2023 închiderea grupurilor energetice pe bază de lignit Rovinari 3 şi Turceni 7 şi a exploatărilor miniere aferente acestora, aparţinând Societăţii Complexul Energetic Oltenia, pentru siguranța funcționării Sistemului Energetic Național. Aceste două grupuri trebuiau să iasă din funcțiune încă din trimestrul 1 al acestui an.
Sectorul cărbunelui este, în teorie, primul din producția de energie, din punct de vedere al capacității instalate, peste hidroenergie. Sunt peste 7.000 de MW instalați și funcționali în termocentrale pe cărbune, dar, în realitate, funcționează constant circa 1.000 de MW, din pricina costurilor, cu precădere cele de mediu, și stării tehnice a instalațiilor