Studiu Impactul Investitiilor Din Domeniul Energetic

„Unitate prin diversitate” este mottoul UE, iar apartenenþa României la acest club este o imensã oportunitate, care impune însã adoptarea de mãsuri concrete pentru a demonstra cã acesta nu reprezintã doar un slogan. Contextul specific românesc trebuie adaptat aþadar principiilor europene, dezvoltarea durabilã fiind unul dintre ele. Urmãrirea constantã a liniilor acestui concept asigurã premisele unei creºteri economice sustenabile, într-o societate globalizatã care ne pune în faþa a multiple provocãri.

„Îmbunãtãþirea capacitãþii instituþionale, de evaluare þi formulare de politici macroeconomice în domeniul convergenþei economice cu UE a Comisiei Naþionale de Prognozã” este un proiect european care, prin implementarea ºi derularea sa, îºi va aduce contribuþia la acest deziderat.

Programul Operaþional Dezvoltarea Capacitãþii Administrative

Proiect: „Îmbunãtãþirea capacitãþii instituþionale, de evaluare i formulare de politici macroeconomice în domeniul convergenþei economice cu UE a Comisiei Naþionale de Prognozã”, cod SMIS 27153

Editorul materialului: Editura EconomicãData publicãrii: mai 2012 „Conþinutul acestui material nu reprezintã în mod obligatoriu poziþia oficialã a Uniunii Europene sau a Guvernului României.”

„ ”

þ

Prioritizarea politicilor Uniunii Europeneprin prisma avantajelor produse de acestea pentru România, în perspectiva participãrii la negocierile desfaºurate în cadrul procesului de revizuire a bugetului comunitar

EXECUTIVE SUMMARYREZUMAT

Impactul investiþiilor din domeniul energetic asupra creºterii economice

PROIECT Îmbunătăţirea capacităţii instituţionale, de evaluare şi formulare de politici macroeconomice în domeniul convergenţei economice cu Uniunea Europeană a Comisiei Naţionale de Prognoză, cod SMIS 27153 BENEFICIAR Comisia Naţională de Prognoză

Impactul investiţiilor din domeniul energetic asupra creşterii economice

Autori VIRGIL MUŞATESCU AURELIU LECA ANTON VLĂDESCU

Autorii mulţumesc Comisiei Naţionale de Prognoză atât pentru profesionalismul cu care a coordonat în calitate de beneficiar realizarea acestei lucrări, cât şi pentru sprijinul logistic şi documentar oferit cercetătorilor pe toată durata elaborării cercetării de faţă.

Descrierea CIP a Bibliotecii Naţionale a României MUȘATESCU, VIRGIL

Impactul investiţiilor din domeniul energetic asupra creşterii economice / Virgil Muşatescu, Aureliu Leca,

Anton Vlădescu. - Bucureşti : Editura Economică, 2012 Bibliogr.

ISBN 978-973-709-625-8 I. Leca, Aureliu

II. Vlădescu, Anton

504.054:628.512

VIRGIL MUŞATESCU

AURELIU LECA

ANTON VLĂDESCU


Editura Economică Bucureşti, 2012

ISBN 978-973-709-625-8

Toate drepturile asupra acestui studiu aparţin Comisiei Naţionale de Prognoză. Reproducerea conţinutului acestui studiu, integrală sau parţială, în formă originală sau modificată, precum şi stocarea într-un sistem de regăsire sau transmitere sub orice formă sau prin orice mijloace, este interzisă fără acordul prealabil al Comisiei Naţionale de Prognoză, fiind supusă prevederilor legii drepturilor de autor.

Opiniile exprimate în cuprinsul Studiului constituie păreri personale ale autorilor şi nu reprezintă în mod necesar punctele de vedere ale Comisiei Naţionale de Prognoză.

Editura Economică www.edecon.ro

CUPRINS

LISTA TABELELOR ..................................................................................................................... 9 LISTA FIGURILOR .................................................................................................................... 12 LISTA ANEXELOR ..................................................................................................................... 13 LISTA ABREVIERILOR ............................................................................................................ 14 1. INTRODUCERE ...................................................................................................................... 15 2. SECTORUL ENERGIEI – SITUAŢIA ACTUALĂ .............................................................. 19 2.1. Resurse de energie primară ...................................................................................................... 19 2.2. Evoluţia consumului şi a producţiei de energie primară .......................................................... 22 2.3. Evoluţia consumului final de energie şi a intensității energiei primare ................................... 27 2.4. Consideraţii privind evoluţia sectorului energiei primare în România .................................... 27 2.5. Sectorul energiei electrice – situaţia investiţiilor în zona de producere ................................... 30 2.6. Analiza SWOT a sistemului energetic din România ................................................................ 36 3. O NOUĂ VIZIUNE EUROPEANĂ PRIVIND ENERGIA ŞI MEDIUL.

CONTEXTUL GLOBAL ......................................................................................................... 43 3.1. Actualele provocări ale sectorului energiei şi necesitatea unei noi politici energetice

a Uniunii Europene .................................................................................................................. 43 3.2. Foaia de parcurs privind energia pentru 2050 .......................................................................... 45 3.3. De unde s-a pornit? – Cartea verde şi documentele strategice privind corelarea

energie-mediu în Uniunea Europeană ...................................................................................... 46 3.4. Un scenariu de evoluţie globală până în 2030 ......................................................................... 53 4. ADAPTAREA ENERGETICII ROMÂNEŞTI LA PROVOCĂRILE

EUROPENE ŞI A CELOR GLOBALE .................................................................................. 56 4.1. Contextul românesc actual cu privire la emisiile de gaze cu efect de seră ............................... 56 4.2. Eficientizarea utilizării energiei – tendinţa europeană şi necesitatea

economiei româneşti ................................................................................................................ 59 4.2.1. Elemente generale ........................................................................................................... 59 4.2.2. Importanţa noilor tehnologii în eficientizarea utilizării energiei ..................................... 61 4.2.3. Politici şi tendinţe privind eficienţa energetică în UE-27 ................................................ 62 4.2.4. Situaţia României ............................................................................................................ 64 4.2.5. Impactul recentei legislaţii europene privind eficienţa energetică

asupra economiei româneşti ........................................................................................... 68 4.3. Comparaţii calitative cu câteva state membre ale UE .............................................................. 71

4.3.1. Politici investiţionale în sectoarele energiei din statele membre ale UE. Comparaţie calitativă cu România ................................................................................. 71

4.3.2. Analiza calitativă a politicilor investiţionale din unele state membre în comparaţie cu România ............................................................................................. 74


6

5. PROGNOZA ENERGETICĂ ÎN ROMÂNIA PENTRU PERIOADA 2012-2025 .............. 79 5.1. Premise calitative avute în vedere pentru fundamentarea scenariului de dezvoltare

macroeconomică şi energetică pentru următorii 20-25 de ani .................................................. 79 5.2. Principalele caracteristici ale scenariului adoptat .................................................................... 80 5.3. Ipotezele adoptate în perioada analizată pentru evaluarea structurii CIEP .............................. 81 5.4. Producţia de energie primară în România în perioada 2011-2020 ........................................... 82 5.5. Dezvoltarea sectorului energetic .............................................................................................. 83 6. INVESTIŢIILE NECESARE ÎN SECTORUL ENERGIEI ELECTRICE ......................... 85 6.1. Ipoteze...................................................................................................................................... 85 6.2. Necesarul de putere nouă în sistemul electroenergetic naţional (SEN) ................................... 85 7. PROGRAMUL DE ENERGETICĂ NUCLEARĂ AL ROMÂNIEI ................................... 93 7.1. Situaţia actuală ......................................................................................................................... 93

7.1.1. Introducere ...................................................................................................................... 93 7.1.2. Legislaţia în domeniul nuclear ........................................................................................ 95 7.1.3. Stadiul actual al energeticii nucleare în România ........................................................... 96

7.2. Contextul energetic european şi mondial. Rolul energiei nucleare în mixtul energetic al UE ......................................................................................................... 98

7.3. Rolul energiei nucleare în România ....................................................................................... 100 7.3.1. Dezvoltarea de noi capacităţi nucleare .......................................................................... 100 7.3.2. Proiectul unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă ........................................................... 100

7.4. Programe de dezvoltare.......................................................................................................... 102 7.4.1. Direcţiile principale de dezvoltare a energeticii nucleare .............................................. 102 7.4.2. Proiecte legate de finalizarea proiectului unităţilor 3 şi 4

de la CNE Cernavodă ................................................................................................... 102 7.4.3. Dezvoltarea capacităţilor naţionale de depozitare pe termen lung

a deşeurilor radioactive prin utilizarea eficientă a fondurilor financiare colectate ...................................................................................................... 103

7.4.4. Continuarea cercetării în domeniul reactoarelor din generaţia a IV-a ........................... 103 7.5. Transparenţa şi comunicarea cu opinia publică ..................................................................... 104 7.6. În loc de concluzii .................................................................................................................. 105 8. INFLUENŢA INVESTIŢIILOR DIN DOMENIUL ENERGIEI

ASUPRA ECONOMIEI NAŢIONALE ................................................................................ 108 8.1. Propunere de model macroeconomic de legătură dintre eficienţa energetică şi PIB ............. 108 8.2. Propunere de model de tip top-down pentru determinarea investiţiilor

necesare pentru reducerea consumului final de energie prin îmbunătăţirea eficienţei energetice ............................................................................................................... 110

8.3. Influenţa necesarului de investiţii din energie asupra dezvoltării economiei naţionale ............................................................................................................... 113


7

9. MODIFICĂRI VIITOARE PROBABILE ALE PREŢULUI ENERGIEI ELECTRICE ...................................................................................................... 122

9.1. Premise .................................................................................................................................. 122 9.2. Influenţa investiţiilor necesare în sectorul energiei asupra inflaţiei ....................................... 129 10. PROPUNERI DE POLITICI SECTORIALE ÎN SCOPUL DEZVOLTĂRII

SUSTENABILE A SECTORULUI ROMÂNESC AL ENERGIEI .................................. 132 10.1. Întrebări încă fără răspuns .................................................................................................... 132 10.2. Câteva propuneri .................................................................................................................. 134

10.2.1. Promovarea unui cadru legislativ şi de reglementare care să permită atragerea investiţiilor private autohtone şi străine în sectorul energiei electrice ....... 134

10.2.2. Strategia energetică a României aprobată ca lege în parlament................................ 136 10.2.3. Rezolvarea problemei suportabilităţii facturii de energie electrică

la consumatorul casnic .............................................................................................. 137 10.2.4. Înfiinţarea unei autorităţi naţionale/departament, care să aibă

ca obiect de activitate „Energetica urbană şi rurală” ................................................. 142 10.2.5. Implementarea unei scheme de obligaţii pentru furnizorii şi distribuitorii

de energie .................................................................................................................. 143 11. CONCLUZII ......................................................................................................................... 145 BIBLIOGRAFIE ......................................................................................................................... 230 REZUMAT .................................................................................................................................. 235


9

LISTA TABELELOR

Tabelul nr. 2.1. Situaţia rezervelor şi producţiei de energie primară aflate

în evidenţa ANRM la data de 01.01.2011 ............................................................. 20 Tabelul nr. 2.2. Potenţialul naţional al surselor regenerabile din România .................................... 21 Tabelul nr. 2.3. Evoluţia consumului intern de energie primară ..................................................... 24 Tabelul nr. 2.4. Evoluţia producţiei de energie primară .................................................................. 25 Tabelul nr. 2.5. Importul principalilor purtători de energie ............................................................ 26 Tabelul nr. 2.6. Dependenţa de importul de energie primară pentru acoperirea

consumului intern .................................................................................................. 26 Tabelul nr. 2.7. Consumul final de energie ..................................................................................... 28 Tabelul nr. 2.8. Evoluţia intensităţii energiei primare în România ................................................. 29 Tabelul nr. 2.9. Evoluţia intensităţii energiei primare – comparaţii internaţionale ......................... 29 Tabelul nr. 2.10. Centralele termoelectrice din România ............................................................... 32 Tabelul nr. 4.1. Efectele îmbunătăţirilor de eficienţă energetică la consumatorul final .................. 64 Tabelul nr. 4.2. Potenţialul economic (eficient din punctul de vedere al costurilor)

de economii de energie, în anul 2001 .................................................................... 66 Tabelul nr. 4.3. Producţia de energie primară a Cehiei (2009) ....................................................... 75 Tabelul nr. 4.4. Date privind producţia de surse primare în Bulgaria (2009) ................................. 76 Tabelul nr. 4.5. Producţia de surse primare de energie în Marea Britanie (2009) .......................... 78 Tabelul nr. 5.1. Producţia de energie din regenerabile ................................................................... 83 Tabelul nr. 6.1. Puterea grupurilor care vor fi retrase din funcţiune între 2012 şi 2025 ................ 87 Tabelul nr. 6.2. Puteri nete necesare în sistem ................................................................................ 87 Tabelul nr. 6.3. Evoluţia puterilor existente .................................................................................... 88 Tabelul nr. 6.4. Deficit şi necesar de putere .................................................................................... 88 Tabelul nr. 6.5. Sporul necesar de putere ........................................................................................ 88 Tabelul nr. 6.6. Asigurarea creşterii producţiei faţă de anul 2010

datorită creşterii consumului ................................................................................. 89 Tabelul nr. 6.7. Instalarea de noi capacităţi de producţie a energiei electrice ................................ 89 Tabelul nr. 6.8. Programul instalării puterilor noi şi investiţiile aferente ....................................... 89 Tabelul nr. 6.9. Programul Naţional de Acţiune în domeniul Energiilor Regenerabile .................. 90 Tabelul nr. 6.10. Situaţia capacităţilor necesare a fi instalate în perioada 2011-2020-2025 ........... 90 Tabelul nr. 8.1. Variaţia diverşilor factori şi influenţă finală asupra PIB ..................................... 111 Tabelul nr. 8.2. Necesarul de investiţii până în 2020 .................................................................... 115 Tabelul nr. 8.3. Calculul impactului investiţiilor asupra VAB din sectorul energiei electrice ...... 116 Tabelul nr. 8.4. Indicatorul marginal (K) şi contribuţia efectivă a lui K şi KI în PIB .................. 120 Tabelul nr. 9.1. Variaţia preţului energiei electrice la consumatorul final

datorită certificatelor verzi................................................................................... 124 Tabelul nr. 9.2. Evoluţia preţului lignitului autohton în perioada 2010-2035 ............................... 125 Tabelul nr. 9.3. Evoluţia preţului cărbunelui energetic pe piaţa externă

în perioada 2010-2035 ......................................................................................... 125 Tabelul nr. 9.4. Evoluţia preţului ţiţeiului în perioada 2010-2035 ................................................ 126 Tabelul nr. 9.5. Evoluţii pentru preţul gazelor naturale din import în perioada 2010-2035 .......... 127


10

Tabelul nr. 9.6. Evoluţia preţului păcurii în perioada 2010-2035 ................................................. 127 Tabelul nr. 9.7. Evoluţia preţului combustibilului nuclear în perioada 2010-2035 ....................... 127 Tabelul nr. 9.8. Costul relativ faţă de lignit (ipoteza minimă) a combustibililor

utilizaţi la producerea energiei electrice .............................................................. 128 Tabelul nr. 9.9. Prognoze ale preţurilor combustibililor raportate la unităţi naturale ................... 128 Tabelul nr. 9.10. O posibilă schemă de eşalonare a investiţiilor în sectorul energetic

românesc în intervalul 2013-2020 .................................................................... 130 Tabelul nr. 9.11. Calculul variaţiei indicelui de inflaţie datorată investiţiilor propuse ................. 131 Tabelul nr. 11.1. Creşterea graduală a preţului energiei ............................................................... 147 Tabelul nr. A1.1. Scenariul nr. 1. Evoluţia PIB 2008-2035 .......................................................... 154 Tabelul nr. A1.2.1. Scenariul nr. 1. Varianta 1 –Structura consumului intern

de energie primară 2008-2035 în România .................................................... 155 Tabelul nr. A1.2.2. Scenariul nr. 1. Varianta II –Structura consumului intern de energie

primară 2008-2035 în România, reducerea cu 20% CIEP până în 2020 (mii tep) .................................................................................... 156

Tabelul nr. A1.3.1. Scenariul nr. 1 – Producţia de energie primară 2008-2035 în România (mii tep) – Producţia de gaze naturale în declin ......................... 157

Tabelul nr. A1.3.2. Scenariul nr. 1 – Producţia de energie primară 2008-2035 în România (mii tep) – Producţia de gaze naturale stabilă + participarea noilor rezerve descoperite .......................................................... 158

Tabelul nr. A1.4.1. Scenariul 1. Varianta 1 – Importul de resurse energetice primare pentru asigurarea consumului intern (mii tep)- Producţia de gaze naturale în declin ............................................................................................ 159

Tabelul nr. A1.4.2. Scenariul 1. Varianta 1 – Importul de resurse energetice primare pentru asigurarea consumului intern (mii tep) Producţia de gaze naturale stabilă + participarea noilor rezerve descoperite .............................. 160

Tabelul nr. A1.4.3. Scenariul 1. Varianta 2 – Importul de resurse energetice primare pentru asigurarea consumului intern (mii tep)- Reducere cu 20% CIEP până în 2020- Producţia de gaze naturale stabilă + participarea noilor rezerve descoperite .............................................................................. 161

Tabelul nr. A1.4.1a Scenariul 1. Varianta 1 – Importul de resurse energetice primare pentru asigurarea consumului intern (mii tep)- Producția de gaze naturale stabila + participarea noilor rezerve descoperite ............................. 162

Tabelul nr. A.2.1. Prognoza consumului de energie electrică 2012-2020-2025 ........................... 163 Tabelul nr. A.2.2. Programul de noi centrale hidroelectrice ......................................................... 164 Tabelul nr. A.3.1. Şapte posibilităţi de organizare şi conducere a SACET .................................. 172 Tabelul nr. A.3.2. Concluzii privind consecinţele menţinerii situaţiei actuale

(delegarea serviciului către un operator public-privat sau integral public ....... 173 Tabelul nr. A.3.3. Prevederile principale ale delegării serviciului de alimentare

cu energie termică către un operator integral privat ........................................ 174 Tabelul nr. A.3.4. Cheltuieli şi venituri pentru consumatorii racordaţi la SACET

în unele ţări din Uniunea Europeană ................................................................ 177 Tabelul nr. A.11.1. Ordonarea după costul unitar actualizat al energiei electrice produse

în diferite tipuri de tehnologii funcţionând în bază ........................................ 221 Tabelul nr. A.11.2. Ordonarea după costul unitar actualizat al energiei electrice produse

de diferite tipuri de tehnologii cu durata de utilizare redusă sau cu funcţionare la vârf ............................................................................... 221

Tabelul nr. A.12.1. Planul de investiţii ......................................................................................... 226


11

Tabelul nr. A.13.1. Tabel de calcul pentru contribuţia fiecărui sector privind energia din surse regenerabile la consumul final de energie ...................................... 227

Tabelul nr. A14.1. Elasticitatea energiei primare – e1 şi a energiei electrice – e2 faţă de PIB pentru Europa şi Uniunea Europeană în perioada 1980-2008 ..... 228

Tabelul nr. A14.2. Elasticitatea energiei primare – e1 şi a energiei electrice – e2 faţă de PIB pentru unele ţări europene în perioada 2004-2007 ...................... 228


12

LISTA FIGURILOR

Figura nr. 4.1. Repartiţia sectorială a emisiilor de GES în economia României

în perioada 1989-2007 ............................................................................................. 58 Figura nr. 4.2. Comparaţia intensităţii energiei primare calculate la cursul de schimb,

respectiv la paritatea puterii de cumpărare .............................................................. 64 Figura nr. 4.3. Raport între importul net şi consumul intern brut plus rezerve ............................... 71 Figura nr. 4.4. Energia electrică din surse regenerabile ca procentaj din energia

electrică produsă ...................................................................................................... 73 Figura nr. 6.1. Total putere instalată în SEN, 2011 ......................................................................... 86 Figura nr. 6.2. Producţia de energie electrică, 2011 ........................................................................ 86 Figura nr. 9.1. Cotele anuale realizate de achiziţie de certificate verzi

în perioada 2005-2011 comparativ cu cele legal stabilite...................................... 124 Figura nr. A.3.1. Comparaţie între fluxurile de energie şi combustibil la producerea

separată a electricităţii şi căldurii şi, respectiv, la cogenerare .......................... 166 Figura nr. A.3.2. Principalii factori care influenţează eficienţa încălzirii centralizate

şi suportabilitatea facturilor .............................................................................. 167 Figura nr. A.3.3. Evoluţia contextului general şi a reglementărilor în relaţia

energie şi mediu ................................................................................................ 170 Figura nr. A.3.4. Comparaţie între tariful monom şi tariful binom ............................................... 178 Figura nr. A.7.1. Cota de producere de energie electrică pe cărbune în Europa ........................... 197 Figura nr. A.11.1. Variaţia costului unitar actualizat al energiei electrice în funcţie

de durata de funcţionare a grupului în anul 2020 ............................................. 222 Figura nr. A.11.2. Variaţia costului unitar actualizat al energiei electrice în funcţie

de durata de funcţionare a grupului în anul 2030 ............................................... 223


13

LISTA ANEXELOR

Anexa nr. 1. Scenariile utilizate pentru realizarea prognozei economice şi energetice ................ 154 Anexa nr. 2. Sinteza prognozei economice şi energetice .............................................................. 163 Anexa nr. 3. Alimentarea centralizată cu energie termică în România ......................................... 165 Anexa nr. 4. Decizii greşite de politică economică şi politică energetică, care au afectat

cogenerarea şi încălzirea centralizată în România .................................................... 179 Anexa nr. 5. Alte politici greşite în sectorul energiei – hidroelectrica în insolvenţă:

cauze şi efecte .......................................................................................................... 183 Anexa nr. 6. Opiniile băncii mondiale privind situaţia energetică a ţărilor

din Europa Centrală şi de Est ................................................................................... 187 Anexa nr. 7. Pachetul legislativ energie – schimbări climatice..................................................... 189 Anexa nr. 8. Rolul cercetării-dezvoltării în lume şi în România ................................................... 201 Anexa nr. 9. Planul strategic de tehnologii energetice al Uniunii Europene ................................. 210 Anexa nr. 10. Clădirile şi consumul de energie ............................................................................ 214 Anexa nr. 11. Eficienţa tehnică şi economică a diferitelor tehnologii de producere

a energiei electrice .................................................................................................. 219 Anexa nr. 12. Planul naţional de investiţii .................................................................................... 226 Anexa nr. 13. Contribuţia fiecărui sector al economiei privind aportul RES

la consumul final de energie ................................................................................... 227 Anexa nr. 14. Relaţia dintre creşterea produsului intern brut şi consumul total de energie

primară, respectiv energie electrică, pentru unele ţări europene ............................ 228


14

LISTA ABREVIERILOR

Acronim Denumire ACER Agenţia Europeană a Reglementatorilor din domeniul Energiei ADEME Agenţia de Eficienţă Energetică şi Mediu a Franţei AIE Agenţia Internaţională de Energie AIEA Agenţia Internațională pentru Energie Atomică ANDRAD Agenţia Nucleară şi pentru Deşeuri Radioactive ANRM Agenţia Națională pentru Resurse Minerale ANRE Agenţia Naţională de Reglementare în domeniul Energiei ANRSC Agenţia Naţională de Reglementare a Serviciilor Comunale CIEP consum intern de energie primară CHE centrala hidroelectrică CNCAN Comisia Naţionala de Control a Activităţilor Nucleare CNE centrala nuclearelectrică CNU Compania Naţională a Uraniului CTE centrala termoelectrică ECOSOC Comitetul Economic şi Social al ONU ETS emission trading scheme (sistemul UE de comercializare a emisiilor) IAPC Indicele armonizat al preţurilor la consumator MECMA Ministerul Economiei, Comerţului şi al Mediului de Afaceri OPCOM Operatorul Comercial al Pieţei de Energie Electrică PNI Planul Naţional de Investiţii RAAN Regia Autonomă pentru Activităţi Nucleare SWOT Strengths-Weaknesses-Opportunities-Threats (Puncte forte-Puncte slabe-

Oportunități-Ameninţări) VAB Valoarea adăugată brută


15

1. INTRODUCERE

Prezenta lucrare reprezintă răspunsul autorilor la o provocare lansată de Comisia Naţională de Prognoză privind evaluarea impactului investiţiilor necesare modernizării sectorului românesc al energiei asupra dezvoltării economiei ţării. Importanţa dezvoltării unui sector energetic sigur, sustenabil şi competitiv pe piaţa internă europeană nu mai trebuie subliniată, este deja un truism. De aceea, aprecierea cât mai realistă a limitărilor fizice şi financiare ale sectorului este esenţială, cu atât mai mult în actualul context al unui număr din ce în ce mai mare de provocări pe care le înfruntă acest sector (de multe ori neglijat sau folosit necorespunzător de factorii decizionali) atât din partea efectelor crizei economice şi financiare prelungite, cât şi a celor ce decurg din angajamentele politice luate la nivelul Uniunii Europene generate de pachetele legislative specifice.

Acoperirea necesităţilor investiţionale depinde de aceste limitări, dar şi de faptul că generarea de capital la nivelul întregii economii trebuie împărţită tuturor sectoarelor. Dar fără energie nu există dezvoltare economică, iar aceasta trebuie realizată si utilizata în mod sustenabil. În consecinţă, este esenţial nu numai să apreciem cât mai exact ce investiţii se cer a fi făcute în acest sector strategic, ci şi cum, în ce tehnologii, respectiv ce surse primare trebuie dezvoltate.

Având în vedere faptul că unul din pilonii de bază ai politicii economice al UE, inclus şi în Strategia Europa 2020, îl reprezintă utilizarea eficientă a resurselor şi creşterea securităţii energetice a UE, evaluarea perspectivelor pentru economia românească devine de stringentă actualitate. Prin Strategia Europa 2020 au fost asumate două direcţii principale de acţiune în domeniul dezvoltării durabile a secto-rului energetic: creşterea ponderii energiei din surse regenerabile şi îmbunătăţirea eficienţei energetice, ambele cu consecințe asupra emisiilor de gaze cu efect de seră.

Îndeplinirea obiectivelor presupune un efort investiţional de modernizare ridicat deoarece se urmăreşte o dezvoltare fără carbon sau – cel puţin – cu carbon redus, deci se apelează la tehnologii mai puţin convenţionale. De aceea, studiul încearcă să ofere, pe de o parte, o evaluare macroeconomică a investiţiilor necesare sectorului energetic, iar, pe de altă parte, măsura în care această destinaţie oferă premise pentru o creştere sustenabilă. Aici problema se deplasează atât asupra tendinţei de epuizare a surselor primare, cât şi asupra limitărilor autoimpuse (angajamente ferme ale României la nivelul Uniunii Europene) privind impactul asupra mediului, în mod special emisiile de gaze cu efect de seră. Prezentul studiu analizează cele doua tendinţe şi sugerează modalităţi de abordare care ar trebui luate în considerare de către decidenţi în viitoarele strategii ale sectorului.

Subliniind importanţa eficienţei energetice, studiul evaluează posibilităţile de creştere a acesteia prin modernizare structurală şi investiţii în producţia de bunuri şi servicii, astfel încât prognoza echilibrului bugetar, dar şi a utilizării PIB,


16

să fie mai bine realizată. În plus, se concentrează pe următoarele elemente esenţiale ale sectorului:

a) Identificarea posibilităţilor de modificare, pe termen lung, a structurii producţiei de purtători de energie primară.

b) Studierea tendinţelor şi modalităţilor pentru reducerea consumului de energie şi utilizarea eficientă a energiei pe întregul lanţ de transformări.

c) Impactul creşterii ponderii energiei din surse regenerabile asupra preţului energiei.

d) Impactul creşterii preţului la energie asupra inflaţiei şi asupra dinamicii consumului final.

e) Impactul creşterii dependenţei economiei româneşti de import al purtătorilor de energie primară şi măsuri de atenuare a acestui fenomen.

Un astfel de studiu se consideră necesar şi din perspectiva colaborării la rularea modelului PRIMES în cadrul Comisiei Europene, unde Comisia Naţională de Prognoză oferă baza de date pentru evaluările privind economia românească. Studiul propune – totodată – evaluări bazate pe utilizarea unor modele dezvoltate de autori.

Comisia Europeană consideră că noua strategie energetică europeană se va implementa – în principal – prin trei vectori legislativi şi de management ai sectorului:

a) tehnologic, prin Planul European Strategic pentru Energie şi Tehnologii (aşa-numitul SET Plan);

b) reformarea pieţei interne de energie – electricitate şi gaze – prin cel de-al Treilea Pachet Legislativ al Pieței Interne şi

c) o noua relaţie energie – mediu, prin Pachetul legislativ Energie – Schimbări Climatice.

Tot cei trei vectori impun o serie de provocări pentru sectoarele energetice ale statelor membre, solicitând o serie de acţiuni urgente conţinute în diversele planuri de acţiune. Situaţia economică a Uniunii afectată de criză ridică probleme suplimentare, ceea ce a obligat Comisia Europeană la regândirea strategiei energetice pentru deceniul 2011-2020.

Componentele cheie ale acestei strategii energetice sunt reprezentate de: exploatarea potenţialului de economisire a energiei; promovarea inovării pentru tehnologii cu carbon redus; crearea unei pieţe interne funcţionale; reţele energetice sigure şi sustenabile; cooperare mai bună în cadrul UE, precum şi stabilirea unui plan mai

coerent şi efectiv, la nivel comunitar, în domeniul politicii externe energetice a UE.

Conform strategiei, efectele crizei economice nu trebuie să diminueze determinarea Europei de a-şi atinge obiectivele, precum îmbunătăţirea durabilităţii


17

consumului de energie, reducerea cererii de energie şi a emisiilor generate pe unitatea de energie produsă.

În comparaţie cu Planurile de Acţiune anterioare, viitorul Plan de Acţiune pentru această strategie va pune un accent mai mare pe investiţii pentru care sunt necesare sute de miliarde de euro investiţii în tehnologii noi, infrastructură, îmbunătăţirea eficienţei energetice, tehnologii energetice cu carbon redus şi în pregătirea profesională a populaţiei pentru decarbonizarea economică. În condiţiile în care criza economică face ca finanţarea investiţiilor să fie tot mai dificilă, este necesar ca acestea să fie orientate cât mai bine. Securitatea energetică a UE va depinde de noi interconectări, atât în interiorul UE cât şi în afară, de practicile de economisire a energiei şi tehnologii, precum şi de realizarea reţelelor de transport inteligente şi a tehnologiilor de măsurare.

În condiţiile actuale de globalizare, beneficiile economice şi sociale în atingerea obiectivelor 2020 se consideră că vor fi semnificative. Acestea pot rezulta la nivelul Uniunii Europene în 60 miliarde euro reducere de cheltuieli cu importurile de gaze naturale şi petrol până în 2020, acest lucru însemnând nu numai economii financiare, dar şi un pas esenţial în asigurarea securităţii energetice. Continuarea integrării pieţei europene prin aplicarea prevederilor celui de-al Treilea Pachet Legislativ poate conduce la o creştere de 0,6%-0,8% a PIB la nivelul Uniunii. Atingerea obiectivelor UE privind energiile regenerabile poate conduce la crearea de mai mult de 600.000 locuri de muncă în UE. Adăugând obiectivul de 20% în eficienţa energetică, se creează încă cel puţin un milion de noi locuri de muncă.

România se va integra inevitabil în aceste eforturi dar, din nefericire – din cauza întârzierii în înlocuirea unor echipamente cu durată de viaţă depăşită şi uzate moral – va întâmpina dificultăţi suplimentare în atingerea obiectivelor propuse.

De aceea, studiul va analiza magnitudinea investiţiilor necesare sectorului electroenergetic românesc până în 2020, făcându-se o analiză economică a influențelor pe care aceste investiții le vor avea asupra economiei românești în eforturile ei de atingere a obiectivelor europene.

Aşa cum se prefigurează situaţia la acest moment, investiţiile sectorului se vor concentra în:

- înlocuirea unor instalaţii a căror durată de funcţionare a depăşit durata normată de viaţă;

- modernizarea instalaţiilor pentru îndeplinirea condiţiilor de mediu; - penetrarea noilor tehnologii, în mod special a tehnologiilor de energie

regenerabilă; - îndeplinirea obiectivelor autoimpuse şi – legat de aceasta – accelerarea

dezvoltării tehnologiilor cu carbon scăzut; - extinderea internă şi integrarea în reţelele inteligente europene (smart

grids) şi în piaţa internă europeană de energie;


18

- asimilarea şi extinderea captării şi stocării carbonului din gazele de ardere ale centralelor electrice folosind combustibili fosili;

- diversificarea surselor de import a gazelor naturale (fie prin proiecte de magistrale regionale tip Nabucco, fie printr-un terminal de gaze lichefiate – de exemplu, proiectul AGRI, depinzând de decizia politică şi de cea economică).

În acest context, prezentul studiu a încercat să răspundă la o serie de întrebări legate de aceste priorităţi:

– Care este magnitudinea investiţiilor necesare sectorului pentru a se atinge obiectivele definite prin cei trei vectori?

- Ce efecte globale vor avea aceste investiţii din sectorul energetic asupra diverselor ramuri ale economiei româneşti şi chiar ale vieţii sociale? Este evident că aceste investiţii vor influenţa agricultura (în primul rând, prin necesarul de biomasă), sectorul rezidenţial (prin obiectivele de conservare a energiei), urba-nismul (prin integrarea surselor regenerabile şi extinderea producerii descentrali-zate de energie şi prin extinderea reţelelor inteligente), industria (prin necesitatea asimilării de echipamente şi tehnologii specifice) etc., agregat asupra PIB-ului.

- Efectul creşterii preţurilor purtătorilor de energie se va simţi direct asupra economiei şi societăţii româneşti şi a competitivităţii ţării, în primul rând la nivelul pieţei interne europene.

- Surplusul de energie – şi, în mod special, cea verde – va putea fi tranzacţionat prin instrumente specifice cu impact direct asupra poziţiei României în comerţul exterior din regiune. Cum se prefigurează această poziţie?

- Există premise ca această dezvoltare să fie sustenabilă sau nu?

Studiul evaluează posibilităţile de creştere a eficienţei energetice şi apreciază nivelul investiţiilor în producţia de bunuri şi servicii pentru atingerea ţintei de reducere a consumului final de energie cu 20%, ţintă impusă de pachetul legislativ energie-schimbări climatice a Uniunii Europene, astfel încât prognoza echilibrului bugetar, dar şi a utilizării PIB să fie mai bine realizată.

Totodată, studiul are drept scop să genereze şi să asigure noi date necesare pentru analiza macroeconomică la nivelul beneficiarului: Comisia Naţională de Prognoză.

În acest scop, analizele propuse se vor baza pe cele mai recente studii efectuate la nivelul UE şi în România, privind pachetele legislative adoptate la nivelul Uniunii, ca şi pe angajamentele luate de ţara noastră, de exemplu, Planurile de Acţiune pentru sursele regenerabile şi eficienţa energetică. Studiul mai analizează instrumentele de politică energetică şi propune modificarea acestora acolo unde autorii consideră că este necesar a fi schimbate în scopul rezolvării provocărilor identificate.


19

2. SECTORUL ENERGIEI – SITUAŢIA ACTUALĂ

2.1. Resurse de energie primară

România dispune de resurse de energie primară fosile şi minerale diverse, dar reduse cantitativ: cărbune, ţiţei, gaze naturale, minereu de uraniu precum şi de un potenţial valorificabil de resurse regenerabile semnificativ.

Cărbune

Lignitul din România are puterea calorică între 1.650 și 1.950 kcal/kg. Resursele sunt estimate la circa 3.300 milioane tone din care, exploatabile în perimetrele concesionate, 356 milioane tone. În situaţia unei producţii medii de 30 milioane tone/an, rezervele din perimetrele concesionate în prezent, pot asigura extracţia pentru încă circa 10 ani. Totalul rezervelor exploatabile de lignit pot asigura încă aproximativ 40 ani un nivel de producţie de circa 30 mil. tone/an. Extracţia la zi a lignitului este nesubvenţionată.

Resursele de huilă situate în bazinul Valea Jiului sunt estimate la 6.020 milioane tone, din care 95 milioane tone rezerve exploatabile. Zăcămintele din România sunt situate în condiţii geo-miniere complexe, iar caracteristicile mineralogice, ce determină calitatea, se situează la limita inferioară, huila extrasă având puterea calorifică de 3.650 kcal/kg, valoare redusă în comparaţie cu huila standard. Producţia de huilă în Valea Jiului este subvenţionată de stat iar Directiva UE din 2011 permite continuarea subvenţiei pentru exploatarea huilei până în 2018 şi condiţionează acest fapt de aplicarea strictă a unui program de închidere a minelor care generează pierderi. Din punct de vedere economic şi energetic pentru producţia de energie electrică, huila indigenă, fără subvenţii devine sursă marginală.

Cărbunii extraşi în România, de calitate inferioară, se pot utiliza numai în termocentrale echipate pentru aceste tipuri de combustibil şi situate cât mai aproape de zona de exploatare a cărbunelui.

Ţiţei

Rezervele de ţiţei exploatabile din România cunoscute în prezent au un potenţial estimat în 2011 la circa 54 milioane tone iar în condiţiile declinului producţiei interne, pot asigura continuitatea extracţiei pentru încă circa 15 ani. Rezervele sunt limitate în condiţiile în care nu se vor identifica noi zăcăminte cu potenţial important.


20

Gaze naturale

Rezervele de gaze naturale evaluate şi exploatabile în prezent, sunt estimate la circa 109 miliarde m3 şi, în condiţiile declinului producţiei interne, asigură exploatarea pentru încă circa 10 ani.

Recent s-au anunţat descoperiri de noi rezerve potenţiale de gaze naturale în apele teritoriale ale Marii Negre şi în NV ţării. Evaluarea mărimii acestora precum şi a condiţiilor de exploatare pot aduce în viitorul apropiat modificări semnificative ale producţiei interne de gaze naturale.

Înmagazinare subterană a gazelor naturale din România se realizează în 8 depozite de înmagazinare în zăcăminte de gaze depletate cu o capacitate totală de înmagazinare de 4 miliarde m3 (se poate acoperi consumul pe perioada de iarnă pentru circa 45 de zile).

Uraniu

Din punctul de vedere al rezervelor de minereu de uraniu existente şi exploatabile, acestea pot asigura necesarul de consum pentru două unităţi la CNE Cernavodă pe durata de viaţă a acestora.

Conform cu cele prezentate, este evident că, lignitul reprezintă singura resursă fosilă de energie primară care poate contribui semnificativ la producerea energiei electrice în următoarele 2-3 decade. (tabelul nr. 2.1).

Tabelul nr. 2.1. Situaţia rezervelor şi producţiei de energie primară aflate în evidenţa ANRM la data de 01.01.2011

Purtătorul de energie primară

U.M. Rezerve sigure /

exploatabile

Rezerve exploatabile în

perimetre concesionate

Producţia anuală

estimată

Perioada estimată de exploatare

în ani (6=3/5)

1 2 3 4 5 6 Hidrocarburi ţiţei 103 tone 54882 1) 54882 4300 15 gaze naturale 106 m3 109284 2) 109284 11000 10 Cărbuni lignit 106 tone 3297 356 30 – 35 circa 100 huilă 106 tone 602 95 .. 3) .. 3)

1) 87% dovedite + 9% probabile + 4% posibile; 2) 76% dovedite + 19,5% probabile + 4,5% posibile; 3) se vor determina după restructurarea CCH şi oprirea exploatărilor neeconomice.

În condiţiile unui declin anual constant de 3-5% pentru ţiţei şi 4-6% pentru gaze naturale, precum şi în aprecierea gradului de înlocuire a rezervelor exploatate de 15-20% pentru ţiţei şi respectiv, 15-30% pentru gaze naturale se poate trage


21

concluzia că producţia de energie primară în România bazată atât pe valorificarea rezervelor fosile de energie primară, cărbune şi hidrocarburi cât şi pe cele de minereu de uraniu, în cea mai optimistă situaţie, nu va creşte în următoarele două-trei decade, ci din contră.

Rezultă faptul că acoperirea creşterii cererii de energie primară în România se va realiza prin creşterea utilizării resurselor regenerabile de energie şi prin importuri de energie primară – gaze, ţiţei, cărbune, combustibil nuclear. La nivelul orizontului analizat, România va rămâne dependentă de importurile de energie primară. Gradul de dependenţă va depinde de descoperirea de noi resurse interne exploatabile, de gradul de integrare a surselor regenerabile de energie şi de succesul măsurilor de creştere a eficienţei energetice.

Resurse energetice regenerabile

Potenţialul energetic teoretic al surselor regenerabile de energie de care dispune România este semnificativ. Potenţialul care poate fi utilizat al acestor surse este mult mai mic, datorită limitărilor naturale, tehnologiilor, eficienţei economice şi a restricţiilor de mediu (tabelul nr. 2.2).

Tabelul nr. 2.2. Potenţialul naţional al surselor regenerabile din România

Sursa de energie regenerabilă

Potenţialul energetic anual

Echivalent economic energie (mii tep)

Aplicaţie

Energie solară – termică 60×106GJ 1433,0 Energie

termică – fotovoltaic 1200 GWh 103,2 Energie

electrică Energie eoliană 23000 GWh 1978,0 Energie

electrică Energie hidroelectrică, din care: – sub 10 MW

40000 GWh 6000 GWh

3440,0 516,0

Energie electrică

Biomasă şi biogaz 318×106 GJ 7597,0 Energie termică

Energie geotermală 7×106 GJ 167,0 Energie termică

Sursa: Planul Naţional de Acţiune în Domeniul Energiei din Surse Regenerabile (PNAER) – 2010.

Potenţialul efectiv amenajabil eolian şi hidroenergetic este mult inferior celui tehnic amenajabil, din cauza restricţiilor de mediu (amplasamente cu interdicţie de utilizare sau cu costuri foarte mari de realizare).

Potrivit ultimelor evaluări, potenţialul hidroenergetic tehnic amenajabil al României este de circa 32.000 GWh/an. La finele anului 2011 puterea instalată în centrale hidroelectrice era de 6.528 MW, energia pentru anul hidrologic mediu


22

fiind evaluată la 17.500 GWh/an. Astfel, gradul de valorificare a potenţialului tehnic amenajabil este în prezent de 54%.

Cu excepţia centralelor hidroelectrice mari, costurile de producere a energiei electrice în unităţi ce utilizează surse regenerabile (eoliană, fotovoltaică, biomasă) sunt în prezent superioare celor aferente utilizării combustibilului fosil şi nuclear. În această situaţie se aplică scheme de sprijin pentru introducerea în piaţă a energiei electrice produse din aceste surse.

2.2. Evoluţia consumului şi a producţiei de energie primară

Consumul de energie primară şi cel de energie electrică sunt corelate cu gradul de dezvoltare economică al ţării, nivelul de trai al populaţiei, gradul de electrificare al economiei, de eficienţa tehnologiilor utilizate etc.

Se înregistrează şi în România începerea fenomenului de decuplare treptată a creşterii consumului de energie de creşterea economică, fenomen care în ţările dezvoltate s-a înregistrat încă din perioada ce a urmat primului şoc petrolier (1973).

Dezvoltarea economică, structura economiei şi măsurile de eficienţă energetică reprezintă principalii factori ce influenţează consumul intern de energie primară (tabelul nr. 2.3).

Principala restricţie pentru România este caracterul limitat al resurselor interne de combustibili fosili şi a evoluţiilor scăzătoare a producţiei de ţiţei şi gaze naturale, ceea ce influenţează dependenţa ţării de importurile de energie primară.

Datorită rezervelor limitate de resurse de energie primară, în România producţia internă de energie a rămas practic constantă la valoarea de circa 27-28 mil. tep. Fără aportul surselor regenerabile de energie această valoare va scădea treptat în următorii ani (tabelul nr. 2.4).

Analizând evoluţia producţiei interne de energie primară în perioada 2000-2010 rezultă următoarele concluzii:

Ponderea principală în producţia internă o au gazele naturale. Producţia de gaze naturale cunoaşte însă o scădere treptată datorită declinului zăcămintelor, ponderea acesteia în total a scăzut de la 38,9% în anul 2000 la 31,7% în anul 2010;

Producţia de ţiţei a scăzut, de asemenea, într-un ritm mai accentuat ajungând la o pondere în total de numai 15,3% în anul 2010, faţă de 21,8% în anul 2000. Astfel ţiţeiul a devenit al treilea purtător de energie în producţia de energie în România, pe locul doi fiind cărbunele;


23

Producţia de cărbune a crescut în unităţi fizice cât şi ca pondere în producţia totală; principala contribuţie a avut-o creşterea producţiei de lignit;

Combustibilii fosili (cărbune, ţiţei, gaze naturale) reprezintă o pondere majoritară (71,8% în anul 2010) în producţia de energie primară;

Lemnele de foc şi deşeurile agricole deţin o pondere importantă în producţia internă de energie. Acest lucru reliefează importanţa dezvoltării tehnologiilor moderne de obţinere şi utilizare a biomasei pentru producerea de energie (preponderent termică).

Pentru a satisface necesarul de consum, România a importat cantităţi relativ importante de energie (tabelul nr. 2.5).

Având în vedere costurile ridicate de valorificare a surselor regenerabile este puţin probabil ca pe termen mediu creşterea consumului de energie primară şi scăderea producţiei interne să poată fi acoperite integral din surse regenerabile, ceea ce va conduce la creşterea importurilor de energie.

Dependenţa de importurile de energie primară a crescut continuu în perioada 2000-2008 de la circa 22%, în anul 2000, la 27,2% în 2008, cu un maxim de 31,9% în 2007, anul premergător declanşării crizei economice. În anii 2009-2010 dependenţa de importuri a scăzut la circa 20% prin scăderea activităţilor economice ca urmare a recesiunii (tabelul nr. 2.6).

Tab

elu

l nr.

2.3

. Evo

luţia

con

sum

ului

inte

rn d

e en

ergi

e pr

imară

(mii

tep)

Anu

l 20

00

2001

20

02

2003

20

04

2005

20

06

2007

20

08

2009

20

10

Con

sum

ul i

nte

rn d

e en

ergi

e p

rim

ară,

di

n ca

re:

36

374

37

971

36

480

39

032

38

950

37

868

39

381

39

159

39

658

34

328

34

817

Căr

bune

* 74

75

8169

88

12

9509

91

72

8742

95

40

1006

4 96

49

7436

69

11

Pet

rol ş

i pro

duse

pet

rolie

re**

98

08

1080

4 93

71

9088

10

092

9163

98

40

9658

97

19

8239

84

17

Gaz

e na

tura

le**

* 13

679

1331

5 13

326

1531

7 13

766

1382

0 14

308

1286

2 12

476

1064

2 10

897

Lem

ne d

e fo

c şi

deş

euri

agr

icol

e 27

63

2134

23

51

2844

31

34

3185

31

85

3275

37

10

3742

39

82

Ene

rgie

hid

roel

ectr

ică

1212

11

72

1136

96

2 13

20

1489

12

12

1195

11

15

1164

15

73

Ene

rgie

nuc

leară

1338

13

35

1352

12

03

1360

13

62

1381

18

90

2752

28

81

2850

A

lţi c

ombu

stib

ili

92

1034

11

5 93

93

88

87

19

4 21

1 19

8 16

1 E

nerg

ie d

in s

urse

ne

conv

enţio

nale

7

7 17

18

81

82

18

21

26

25

26

Notă:

* Căr

bune

= Căr

bune

bitu

min

os +

Alte

hui

le +

lign

it +

căr

bune

bru

n.

**P

etro

l şi p

rodu

se p

etro

liere

= Ţ

iţei +

Ben

zină

+ P

etro

luri

+ M

otor

ină

+ Păc

ură

+ G

aze

de r

afinăr

ie +

GP

L +

Alte

pro

duse

pet

rolie

re.

***G

aze

natu

rale

=ga

ze n

atur

ale.

S

ursa

: Ins

titut

ul N

aţio

nal d

e S

tatis

tică,

Bal

anţa

Ene

rget

ică

a R

omân

iei –

col

ecţii

.

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

25

Tab

elu

l nr.

2.4

. Evo

luţia

pro

ducţ

iei d

e en

ergi

e pr

imară

(mii

tep)

Anu

l 20

00

2001

20

02

2003

20

04

2005

20

06

2007

20

08

2009

20

10

Pro

ducţ

ia d

e en

ergi

e

pri

mară,

din

car

e:

2810

6 27

994

2766

8 28

192

2802

6 27

090

2706

5 27

300

2877

9 28

034

2742

8

Tot

al căr

bu

ne,

din

car

e:

– Căr

bune

bitu

min

os

– A

lte h

uile

–

Lig

nit

– Căr

bune

bru

n

5601 8

1171

43

54

68

6239 8

1177

49

79

75

6117 8

1111

49

42

56

6536 6

980

5499

51

6192

- 10

23

5120

50

5793

- 10

82

4698

13

6477

- 83

7 56

28

12

6858

- 90

2 59

33

23

7011

- 97

9 59

85

47

6447

-75

157

18 8

5902

-73

051

72 0 L

emn

e d

e fo

c şi

deş

euri

agr

icol

e 27

62

2130

23

51

2903

31

60

3229

32

35

3304

37

50

3838

39

00

Ţiţ

ei

6157

61

05

5951

57

70

5592

53

26

4897

46

51

4619

43

90

4186

Gaz

e na

tura

le

1096

8 10

889

1038

4 10

529

1019

6 95

36

9395

90

75

8982

89

64

8705

Alţ

i com

bus

tib

ili

1 4

115

92

92

87

82

127

158

98

90

En

ergi

e d

in s

urs

e n

econ

venţ

iona

le

7 7

17

18

13

18

18

21

26

25

26

En

ergi

e h

idro

elec

trică

1272

12

84

1381

11

41

1421

17

39

1580

13

74

1481

13

61

1769

En

ergi

e n

ucl

eară

13

38

1336

13

52

1203

13

60

1362

13

81

1890

27

52

2881

28

49

Sur

sa: I

nstit

utul

Naţ

iona

l de

Sta

tistică,

Bal

anţa

Ene

rget

ică

a R

omân

iei –

col

ecţii

.

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

26T

abel

ul n

r. 2

.5. I

mpo

rtul

pri

ncip

alilo

r pu

rtăt

ori d

e en

ergi

e (m

ii te

p)

Anu

l 20

00

2001

20

02

2003

20

04

2005

20

06

2007

20

08

2009

20

10

Imp

ortu

l de

ener

gie

pri

mară

din

car

e:

1092

5 12

771

1394

9 14

639

1667

2 17

072

1760

5 17

399

1632

4 11

235

1123

9

Căr

bu

ne

(in

clu

siv

cocs

) 19

17

2302

27

49

2772

31

84

2926

27

01

3501

25

50

1013

12

21

Pet

rol ş

i pro

duse

pet

roli

ere

6229

80

71

8119

70

61

9137

97

11

9976

98

12

1007

3 84

71

7955

G

aze

nat

ura

le

2712

23

32

3043

47

23

4127

42

33

4839

39

04

3567

16

14

1834

E

ner

gie

elec

trică

67

66

38

83

222

200

85

109

79

56

66

Sur

sa: I

nstit

utul

Naţ

iona

l de

Sta

tistică,

Bal

anţa

Ene

rget

ică

a R

omân

iei –

col

ecţii

.

Tab

elu

l nr.

2.6

. Dep

ende

nţa

de im

port

ul d

e en

ergi

e pr

imară

pent

ru a

cope

rire

a co

nsum

ului

inte

rn

(mii

tep)

Anu

l U

M

2000

20

01

2002

20

03

2004

20

05

2006

20

07

2008

20

09

2010

So

ld im

port

– e

xpor

t te

p 79

79

9437

89

50

1052

7 11

852

1053

8 11

622

1246

4 10

693

6685

71

87

Con

sum

ul i

nter

n de

ene

rgie

pr

imară

tep

3637

4 37

971

3648

0 39

032

3895

0 37

868

3938

1 39

159

3965

8 34

328

3481

7

Gra

dul d

e de

pend

enţă

%

21

,9

24,9

24

,5

27,0

30

,4

27,8

29

,5

31,8

27

,0

19,2

20

,6


27

2.3. Evoluţia consumului final de energie şi a intensității energiei primare

Consumul final de energie în perioada 2000-2010 a avut următoarea evoluţie (tabelul nr. 2.7).

Utilizarea eficientă a energiei

Creşterea eficienţei energetice are o contribuţie majoră la realizarea siguranţei alimentării, dezvoltării durabile şi competitivităţii, la economisirea resurselor energetice primare şi la reducerea emisiilor gazelor cu efect de seră.

Indicatorul sintetic reprezentativ privind eficienţa de utilizare a energiei la nivel naţional este intensitatea energetică, respectiv consumul de energie pentru a produce o unitate de produs intern brut. În tabelul nr. 2.8 se prezintă evoluţia intensităţii energiei primare pentru România în preţuri constante, la cursul de schimb şi la paritatea puterii de cumpărare.

În ultimii ani ca urmare a modificărilor structurale ale economiei şi apariţiei unor noi unităţi economice eficiente din punct de vedere energetic, intensitatea energiei primare a înregistrat scăderi importante.

Din compararea cu datele pe plan european se remarcă faptul că intensitatea energiei primare în România este mai mare cu 25% faţă de intensitatea medie a UE-27, cu toate că are loc o scădere în timp (tabelul nr. 2.9).

2.4. Consideraţii privind evoluţia sectorului energiei primare în România

Având în vedere cele prezentate mai sus, declinul constatat al producţiei unora dintre resursele primare ca şi rata de înlocuire a rezervelor exploatate, se poate aprecia că pe termen mediu şi lung se vor întâlni următoarele tendinţe (a se vedea şi lucrarea [1]):

- cel mai probabil, producţia de lignit se va menţine la un nivel economic de circa 30 mil. tone fizice (5,3 mil. tep) pentru următoarele 2-3 decade;

- în privinţa producţiei de huilă, aceasta se va reduce din motive economice cu circa 50% până în anul 2020, rămânând în funcţiune numai exploatările rentabile, care nu necesită subvenţii. UE permite continuarea subvenţiei pentru exploatarea huilei până în 2018, dar condiţionează acest fapt de aplicarea strictă a unui program de închidere a minelor care generează pierderi;

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

28T

abel

ul n

r. 2

.7. C

onsu

mul

fin

al d

e en

ergi

e (m

ii te

p)

Anu

l 20

00

2001

20

02

2003

20

04

2005

20

06

2007

20

08

2009

20

10

Con

sum

ul f

inal

de

ener

gie,

d

in c

are:

22

165

2245

1 23

390

2517

5 25

715

2520

6 25

312

2465

9 25

002

2238

7 22

739

Ind

ust

ria

pre

lucrăt

oare

1*

(exc

lusi

v p

relu

crăr

i co

mb

ust

ibil

, in

clu

siv

cap

tare

, tr

atar

e, d

istr

ibuţi

e apă)

8551

89

00

1008

6 10

418

1090

8 10

019

9311

9034

8474

61

58

6563

Ind

ust

ria

pre

lucrăt

oare

2**

(exc

lusi

v ca

ptar

e, t

rata

re,

dis

trib

uţie

apă

)

8437

88

03

9942

10

334

1082

3 98

69

9203

89

45

8400

60

98

6488

Con

stru

cţii

339

328

399

377

297

413

619

554

572

410

407

Tra

nsp

ortu

ri

3508

39

75

4305

43

19

4353

43

79

4407

47

29

5399

53

77

5107

Cas

nic

84

33

7197

72

84

7879

79

08

8055

78

89

7559

80

90

8037

81

24

Agr

icu

ltu

ră ş

i sil

vicu

ltu

ră

395

299

298

259

233

237

262

260

293

385

391

Ser

vici

i 81

2 16

29

887

1826

19

36

2030

27

57

2481

21

06

1976

20

97

Notă:

*In

dust

rie

prel

ucră

toar

e 1

= I

ndus

trie

– e

xtra

cţia

min

fer

oase

– a

lte a

ctiv

ităţi

extr

activ

e –

cons

trucţii

. *

*Ind

ustr

ie p

relu

crăt

oare

2 =

Ind

ustr

ie p

relu

crăt

oare

1 –

cap

tare

, tra

tare

şi d

istr

ibuţ

ie a

pă.

Sur

sa: I

nsti

tutu

l Naţ

iona

l de

Sta

tistică,

Bal

anţa

Ene

rget

ică

a R

omân

iei –

col

ecţii

.

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

29

Tab

elu

l nr.

2.8

. Evo

luţia

inte

nsităţii

ene

rgie

i pri

mar

e în

Rom

ânia

Den

um

ire

ind

icat

or

U.M

. 20

00

2001

20

02

2003

20

04

2005

20

06

2007

20

08

2009

20

10

Inte

nsita

tea

ener

giei

pr

imar

e fo

losi

nd P

IB

în p

reţu

ri c

onst

ante

tep/

1.00

0EU

RO

20

05

0,60

2 0,

595

0,54

4 0,

553

0,50

9 0,

475

0,46

0 0,

428

0,40

5 0,

377

0,38

0

tep/

1.00

0EU

RO

20

05 p

pc

0,28

3 0,

279

0,25

5 0,

259

0,23

9 0,

223

0,21

6 0,

201

0,19

0 0,

177

0,17

8

Sur

sa: I

nstit

utul

Naţ

iona

l de

Sta

tistică,

Anu

arul

Sta

tist

ic a

l Rom

ânie

i, B

alanţa

Ene

rget

ică

a R

omân

iei –

col

ecţii

, sit

e B

NR

.

Tab

elu

l nr.

2.9

. Evo

luţia

inte

nsităţii

ene

rgie

i pri

mar

e –

com

paraţii

inte

rnaţ

iona

le

(tep

/1.0

00 E

UR

O 2

005

ppc)

Inte

nsi

tate

a en

ergi

ei p

rim

are

2000

20

01

2002

20

03

2004

20

05

2006

20

07

2008

UE

-27

0,17

0 0,

171

0,16

8 0,

170

0,16

8 0,

165

0,16

0 0,

154

0,15

2 U

E-2

5 0,

168

0,16

9 0,

166

0,16

8 0,

166

0,16

3 0,

158

0,15

2 0,

150

UE

-15

0,16

2 0,

162

0,16

0 0,

162

0,16

0 0,

157

0,15

2 0,

146

0,14

5 C

ehia

0,

279

0,27

9 0,

277

0,29

0 0,

279

0,25

4 0,

249

0,23

4 0,

222

Pol

onia

0,

240

0,23

7 0,

230

0,22

7 0,

217

0,21

2 0,

210

0,19

6 0,

188

Un

gari

a 0,

212

0,20

8 0,

203

0,20

4 0,

192

0,19

6 0,

188

0,18

1 0,

178

Irla

nd

a 0,

139

0,13

7 0,

132

0,12

4 0,

125

0,11

2 0,

110

0,10

6 0,

102

Gre

cia

0,15

0 0,

149

0,14

8 0,

142

0,13

8 0,

137

0,13

2 0,

127

0,12

6 S

pan

ia

0,14

6 0,

144

0,14

5 0,

146

0,14

7 0,

145

0,13

9 0,

137

0,13

1 P

ortu

gali

a 0,

139

0,13

7 0,

142

0,14

0 0,

141

0,14

4 0,

133

0,13

3 0,

128

Bu

lgar

ia

0,38

4 0,

383

0,35

8 0,

349

0,31

8 0,

315

0,30

4 0,

281

0,26

2 R

omân

ia

0,28

3 0,

279

0,25

5 0,

259

0,23

9 0,

223

0,21

6 0,

201

0,19

0 S

ursa

: Ins

titut

ul N

aţio

nal d

e S

tatis

tică,

Anu

arul

Sta

tist

ic a

l Rom

ânie

i, B

alanţa

Ene

rget

ică

a R

omân

iei –

col

ecţii

, sit

e B

NR

, sit

e E

uros

tat.


30

- în condiţiile actuale şi cu tehnologiile de azi, producţiile de ţiţei şi de gaze naturale se vor reduce în mod natural. Producţia de ţiţei va scădea constant cu 3-5% pe an, iar gradul de înlocuire a rezervelor exploatate e considerat a fi de doar 15-20%. În privinţa producţiei de gaze naturale din rezervele cunoscute şi exploatate astăzi, aceasta se reduce cu circa 4-6%, la un grad de înlocuire de circa 15-30%. Aici însă trebuie subliniată posibilitatea menţinerii la nivelele actuale până în anul 2018 şi chiar o creştere notabilă după această dată, datorită noilor rezerve descoperite recent în Marea Neagră şi în nord-vestul României, la care se pot adăuga gazele de şist;

- luând drept realizabile cele menţionate în programul de amenajare a potenţialului hidroenergetic adoptat de SC Hidroelectrica, amenajarea acestuia va atinge 59,37% în anul 2020, respectiv 62,77% în anul 2025;

- utilizarea surselor regenerative va urmări angajamentele României ca stat membru al UE, transpuse prin Programul naţional de amenajare a energiilor regenerabile (PNAER);

- rezervele de uraniu permit funcţionarea celor două unităţi nucleare pe toată durata lor de funcţionare.

Lucrarea [72] consideră că „în scenariul cel mai defavorabil, importurile de energie vor atinge, în anul 2020, 43% din consumul intern de energie şi 50% în anul 2025. În scenariul cel mai favorabil, cu atingerea ţintei de 20% de reducere a consumului de energie primară (puţin probabil) şi cu menţinerea stabilă a producţiei de gaze naturale şi apoi creşterea acesteia, importurile de energie primară se reduc la 25% la nivelul anilor 2020-2025. Rezultă că o contribuţie majoră la efortul de atingere a sustenabilităţii dezvoltării sectorului energetic din România o au atingerea ţintelor din pachetul energie-mediu al UE (20/20/20) până în 2020 şi intrarea în exploatare a noilor depozite de gaze naturale descoperite în Marea Neagră şi în Nord-Vestul ţării”.

2.5. Sectorul energiei electrice – situaţia investiţiilor în zona de producere

Sectorul electroenergetic are câteva particularităţi distincte față de celelalte ramuri ale economiei naționale:

este caracterizat de o inerţie mare, cu o diferenţă de timp între decizie şi realizare practică de ordinul a 4-5 ani;

alături de sectorul transporturilor, este principalul contributor, în proporţie de 80%, la poluarea ambientală şi schimbările climatice;

necesită investiţii considerabile, de multe ori foarte greu de obţinut;


31

este absolut necesară existenţa unui cadru instituţional şi legislativ adecvat, precum şi a unei strategii energetice pe termen mediu şi lung, însoţite de politici energetice naţionale şi instrumente specifice economiei libere [1].

Sectorul de producere a energiei electrice a păstrat în foarte mare măsură, în evoluţia ulterioară, caracteristicile tehnice avute în anul 1989, când în sistemul energetic naţional (SEN) existau exclusiv centrale termoelectrice şi de termoficare şi centrale hidroelectrice. Producţia de energie electrică în anul 1989 a fost de 83 miliarde kWh (putere medie anuală 9.550 MW), pentru ca, datorită recesiunii economice severe, să scadă cu 32% în anul 1994, la 56,9 miliarde kWh (putere medie anuală 6.500 MW) [2].

În anul 1994, capacităţile instalate în SEN au fost de 21.800 MW, din care 73% în centrale termoelectrice şi de termoficare şi 27% în centrale hidroelectrice. Structura după vârstă a puterii grupurilor din centrale termoelectrice era: 26,2% sub 15 ani; 47,2% între 15 şi 25 de ani; 17,3% între 26 şi 30 de ani; 9,3% peste 30 de ani. Tehnologiile instalaţiilor erau ale anilor '60-'70. Durata normată de viaţă a unei instalaţii energetice este, de regulă, de 30 de ani, după care urmează reabilitarea sau casarea acesteia, cu costurile aferente, în funcţie de calculele tehnico-economice. Reabilitarea poate reprezenta circa 25% din investiţia iniţială actualizată. Grupurile din centralele hidroelectrice aveau ca structură de vârstă: 38,5% sub 25 de ani; 55% între 26 şi 30 de ani; 6,4% peste 30 de ani [2].

Trebuie menţionat că toate aceste capacităţi realizate înainte de anul 1989 au avut bugetul de stat ca sursă principală de finanțare a investiţiilor în proporţie de circa 70%, care însă a dispărut ulterior. Rezultatul a fost următorul: pe de o parte, SEN a dispus de capacităţi de rezervă (cu o fiabilitate redusă), datorită scăderii consumului prin recesiune, iar, pe de altă parte, acela al unui disponibil extrem de redus de surse de finanţare obţinute de la Banca Mondială, Banca Europeană de Investiţii sau credit furnizor, total insuficiente.

Datorită lipsei surselor de finanţare a investiţiilor, situaţia „întineririi” capacităţilor de producţie ale SEN nu s-a schimbat în mod semnificativ în primele două decenii de după 1989, cu excepţia unităţilor 1 (pusă în funcţiune în 1996) şi 2 (în 2007) de la Centrala nuclearoelectrică de la Cernavodă, care au reprezentat împreună ca unităţi noi doar 7,5% din puterea disponibilă.

Conform datelor INS, producţia de energie electrică a SEN în anul 2010 a fost de 60,98 miliarde kWh, structurată astfel: energie hidro 33%, energie termo 47%, energie nucleară 19%, energie eoliană 1%. Se poate desprinde concluzia că pentru România producerea energiei electrice în centrale termoelectrice reprezintă, în prezent şi în viitor, un obiectiv strategic naţional major. Acest lucru impune, din punct de vedere financiar, alocarea fondurilor – din surse proprii sau


32

atrase – necesare pentru realizarea investiţiilor de capital de înnoire, retehnolo-gizare şi modernizare a capacităţilor şi protecţie a mediului. Necesitatea şi oportunitatea demarării unui program de investiţii de capital decurge, în primul rând, din faptul că actualele echipamente au, în cea mai mare parte, un grad înaintat de uzură fizică şi morală [3].

În tabelul nr. 2.10 se prezintă centralele termoelectrice din România şi anul de punere în funcţiune. România şi-a asumat angajamente privind limitarea emisiilor poluante în aer provenite din instalaţiile mari de ardere (IMA), conform Directivei 2001/80/CE, obţinând perioade de tranziţie eşalonate până în anul 2013, pe categorii de poluanţi emişi în atmosferă (dioxid de sulf, oxizi de azot şi pulberi), respectiv 2017 pentru reducerea suplimentară a emisiilor de oxizi de azot. Aceste perioade de tranziţie evidenţiază faptul că instalaţiile mari de ardere respective au un efect semnificativ asupra calităţii aerului, fiind necesară implementarea de măsuri de reducere a emisiilor poluante şi că nivelul investiţiilor necesare este foarte mare şi dificil de suportat de beneficiar.

Tabelul nr. 2.10. Centralele termoelectrice din România

Nr. crt.

Centrala Anul de punere în funcţiune

Observaţii

1. Rovinari 1972 – 1979 Condensaţie 2. Turceni 1978 – 1987 Condensaţie 3. Deva 1969 – 1980 Unităţile de condensaţie pură au fost adaptate

pentru a livra căldură oraşului Deva 4. Işalniţa 1965 – 1968 Condensaţie 5. Doiceşti 1979 – 1983 Unităţile de condensaţie pură au fost adaptate

pentru a livra căldură oraşului Târgovişte 6. Craiova II 1987 – 1988 Cogenerare 7. Oradea 1 1966 – 1976 Cogenerare 8. Paroşeni 1955 – 1964 Unităţile de condensaţie pură au fost adaptate

pentru a livra căldură în reţeaua de termoficare 9. Giurgiu 1984 – 1985 Cogenerare 10. Iaşi II 1986 – 1987 Cogenerare 11. Govora Cogenerare 12. Suceava 1987 – 1988 Cogenerare 13. Braşov 1991 – 1995 Cogenerare 14. Arad II 1992 Cogenerare 15. Bacău 1997 Cogenerare 16. Grozăveşti 1964 – 1966 Cogenerare 17. Bucureşti Sud 1965 – 1975 Cogenerare 18. Bucureşti Vest 1975 – 2005 Cogenerare 19. Bucureşti

Progresul 1986 – 1994 Cogenerare

20. Palas 1970 – 1979 Cogenerare 21. Drobeta Cogenerare


33

Nr. crt.

Centrala Anul de punere în funcţiune

Observaţii

22. Borzeşti 1960 – 1969 Cogenerare + condensaţie 23. Brăila 1973 – 1979 Unităţile de condensaţie pură au fost adaptate

pentru a livra căldură oraşului Brăila 24. Brazi 1961 – 1986 Cogenerare 25. Luduş 1963 – 1967 Unităţile de condensaţie pură au fost adaptate

pentru a livra căldură 26. Iaşi I 1966 – 1979 Cogenerare 27. Galaţi 1969 – 1984 Cogenerare 28. Piteşti Sud 1970 – 1976 Cogenerare

Realizând o structurare a capacităţilor de producere a energiei instalate în România, pe categorii de durate de funcţionare, situaţia se prezintă astfel [3]:

- 0,6% au o durată de funcţionare sub 10 ani; - 17% au o durată de funcţionare cuprinsă între 10 şi 20 ani; - 50,4% au o durată de funcţionare cuprinsă între 20 şi 30 ani; - 32% au o durată de funcţionare mai mare de 30 ani.

Referitor la ordinea de merit actuală, este de aşteptat ca primii doi producători, Hidroelectrica şi Nuclearelectrica să-şi păstreze poziţia, având în vedere faptul că până în prezent au înregistrat cele mai mici preţuri pe piaţă şi nu suferă impactul pe care următorii în ierarhie îl vor resimţi datorită costurilor de mediu (următorii în ierarhie: Turceni, Rovinari, Craiova, ELCEN – în ordinea cantităţilor livrate; Rovinari, Turceni, Craiova – în ordinea preţurilor).

Mai mult, tandemul Nuclearelectrica – Hidroelectrica ar trebui să capete forma concretă a unui paralelism între unităţile 3 şi 4 de la Cernavodă (2 700 MW) şi cea de la Tarniţa – Lăpuşteşti (1.000 MW), cu rol în aplatizarea curbei de sarcină.

Chiar dacă producătorii pe cărbune îşi vor păstra poziţiile, numărul de ore le va fi limitat de preluarea prioritară a energiei electrice bazată pe surse regenerabile, ceea ce le va crea probleme financiare, având în vedere şi costurile suplimentare de mediu. Costurile estimate necesare modernizării centralelor termoelectrice care acoperă 50% din producţia României sunt estimate între 7 şi 10 miliarde de euro.

Un loc în primele şase instalaţii în ierarhia producătorilor de energie este de aşteptat să fie ocupat de noua capacitate Petrom (860 MW) de la Brazi, recent pusă în funcţiune.

Trebuie subliniate următoarele aspecte privind sistemul energetic naţional: - problemele survin nu de la capacitatea instalată şi nici de la rezerva

pentru acoperirea vârfurilor de consum, ci de la rezerva necesară compensării impredictibilităţii producţiei eoliene;


34

- sistemul energetic naţional este masiv, dar nu robust. Se deţine o capacitate de producere importantă, dar nu există suficientă fiabilitate şi flexibilitate.

De asemenea, trebuie menţionate următoarele elemente (a se vedea și lucrările [3] și [4]):

A. Producţia de energie electrică bazată pe cărbune Capacitatea instalată în centralele termoelectrice cu cărbune care va fi

oprită până în anul 2020 ar putea fi sensibil mai mare decât cea preconizată, având în vedere următoarele:

- Nu se întrevede ca centralele de cogenerare care funcţionează pe cărbune să se conformeze cu legislaţia de mediu (îndeosebi cu măsurile de reducere a emisiei de oxizi de sulf) până la termenele stabilite. În plus, aceste centrale nu mai corespund actualei structuri a cererii de energie termică, având randamente de exploatare deosebit de scăzute. Este de aşteptat ca până în anul 2020 aceste centrale să fie închise (CET Iaşi, CET Suceava, CET Bacău, CET Braşov, CET Govora, CET Halânga, CET Arad, CET Giurgiu, CET Oradea etc.). Singura excepţie este reprezentată de CET Craiova 2.

- Cu excepţia a 10 grupuri de 330 MW (4 la CTE Rovinari, 4 la CTE Turceni şi 2 la CTE Işalniţa), toate celelalte mari unităţi pe lignit de condensaţie pură vor fi închise. În condiţiile introducerii instalaţiilor de reducere a emisiilor de sulf şi ţinând seama de vârsta lor, randamentul net al acestor grupuri nu va putea depăşi 30-31%. Această valoare va scădea cu încă 2-3% în cazul includerii captării şi depozitării carbonului (CCS).

- Un semn de întrebare există asupra CTE Deva şi CTE Paroşeni, singurele centrale care funcţionează pe bază de huilă autohtonă. Din considerente de protecţie socială în domeniul mineritului, este posibil ca minimum două grupuri să rămână în funcţiune, în condiţiile în care acestea vor respecta legislaţia de mediu.

B. Producţia de energie electrică bazată pe hidrocarburi Creşterea preconizată a preţului la gaze naturale va conduce în mod

nemijlocit la închiderea marilor grupuri de condensaţie care funcţionează pe acest tip de combustibil (CTE Borzeşti, CTE Luduş, CTE Brăila). Eficienţa scăzută a acestor unități va genera costuri prea mari pentru energia electrică produsă. O situaţie similară este de aşteptat şi în cazul grupurilor de cogenerare care funcţionează pe hidrocarburi.

Rezultă o scădere importantă a puterii instalate în centralele termoelectrice. În acelaşi timp, nu se constată o dinamică deosebită în ceea ce


35

priveşte realizarea de noi grupuri pe cărbune sau hidrocarburi. Singurele proiecte semnificative sunt:

- centrala pe cărbune (huilă de import) realizată de ENEL în zona liberă Galaţi (randament electric net estimat de cel puţin 42%);

- ciclul combinat pus în funcţiune de OMV–Petrom la Brazi (randament electric net estimat de cel puţin 54%);

- instalaţiile de motoare și turbine cu gaze cu recuperare de căldură puse în funcţiune la CET Braşov şi la CET Brazi, cu rol de a înlocui actualele capacităţi de cogenerare;

- ciclul combinat abur-gaze cu cogenerare instalat la CET Bucureşti Vest.

În viitorul apropiat (după anul 2012), energia electrică rezultată din combustibili fosili va fi scumpă prin includerea în costuri a certificatelor de dioxid de carbon (îndeosebi în cazul cărbunelui). Dezvoltarea de noi proiecte este favorizată doar în cazul în care preţul energiei electrice pe piaţă va creşte substanţial. O excepţie ar putea fi centralele dotate cu instalaţii de turbine cu gaze (cu recuperare de căldură sau cu ciclu combinat) de medie putere, care ar putea să înlocuiască actualele centrale de cogenerare.

În concluzie, este foarte posibil ca până în anul 2020 puterea instalată în centralele termoelectrice să scadă semnificativ.

C. Producţia de energie electrică bazată pe surse hidro Grupurile hidro se caracterizează printr-o durată de viaţă relativ

importantă. Nu se preconizează ca până în anul 2020 să fie dezafectate grupuri cu puteri semnificative din această categorie. În acelaşi timp, noi proiecte în domeniul CHE mari sunt dificil de implementat, datorită investițiilor considerabile. În concluzie, dacă se face abstracţie de proiectul centralei cu acumulare prin pompare Tarniţa – Lăpuşteşti, noua putere instalată în CHE este conformă programului stabilit de Hidroelectrica. Este adevărat că actuala situație financiară a companiei pune un semn de întrebare în privința realizării acestui program pană în anul 2020.

D. Producţia de energie electrică bazată pe combustibili nucleari În acest domeniu, singurul proiect care ar putea fi luat în considerare este

reprezentat de grupurile 3 şi 4 de la CNE Cernavodă. Structura parteneriatului, precum şi capacitatea părţii române de a-şi acoperi financiar cota de acţiuni constituie elemente de incertitudine care plasează momentul punerii în funcțiune după anul 2020.


36

E. Producţia de energie electrică bazată pe energie eoliană În afară de sursele primare menţionate mai sus, energia eoliană reprezintă

singura soluţie de anvergură care poate acoperi cererea de energie electrică. În acest sens, energia eoliană dispune de o serie de avantaje:

- pentru o perioadă de timp suficient de lungă va beneficia de aportul certificatelor verzi;

- un proiect eolian se implementează într-un timp mult mai scurt decât în cazul centralelor termoelectrice (CTE), hidroelectrice (CHE) sau nuclearoelectrice (CNE).

Cu toate acestea, energia eoliană, care a căpătat o dezvoltare foarte mare (necontrolată, după unii specialiști), creează dificultăți de încadrare în funcționarea SEN, la stările de acalmie şi pune probleme greu de rezolvat la nivelul Dispecerului Energetic Naţional, datorită lipsei capacităților de rezervă. Important este ca alături de CHE să apară şi alte categorii de grupuri care să poată asigura o rezervă solidă în SEN. Mai mult decât atât, dezvoltatorii de parcuri eoliene ar trebuie să fie interesaţi să investească în propriile unităţi de rezervă.

Liniile de transport ale SEN au capacitatea de a transporta puteri electrice însemnate, mult peste valorile actuale. Singura problemă de anvergură ar putea interveni la evacuarea puterii din zona Dobrogea, care ar putea deveni excedentară odată cu apariţia şi dezvoltarea parcurilor eoliene şi a noilor grupuri nucleare.

2.6. Analiza SWOT a sistemului energetic din România

Având în vedere cele prezentate mai sus, este interesantă o analiză a avantajelor, părţilor slabe, ameninţărilor şi oportunităţilor acestui sistem. Această analiză permite o evaluare calitativă a meritelor investiţiilor pe care acesta le necesită. Conform lucrărilor [1] şi [3], la care se adaugă opiniile autorilor prezentului studiu, analiza SWOT (Strengths-Weaknesses-Oportunities-Threats), respectiv Puncte tari – Puncte slabe – Oportunităţi – Ameninţări, a situaţiei actuale a sectorului energetic din România pune în evidenţă următoarele:

Puncte tari (avantaje competitive)

Tradiţie îndelungată în industria energetică, beneficiind de experienţă atât în industria de petrol şi gaze naturale, cât şi în cea de producere a energiei electrice şi termice;

Resurse energetice naţionale, îndeosebi cărbune, dar şi rezerve încă semnificative de petrol şi gaze naturale;


37

Infrastructură complexă şi diversificată: reţele naţionale de transport al energiei electrice, gazelor naturale, ţiţeiului, produselor petroliere, capacităţi de rafinare, de transport maritim şi capacităţi portuare importante la Marea Neagră;

Mixtul de „combustibil” diversificat; Structură diversificată şi echilibrată a producţiei de energie electrică; Program de energetică nucleară în derulare, perceput pozitiv de opinia

publică, bazat pe o tehnologie sigură, recunoscută pe plan mondial; Expertiză tehnică şi resurse umane calificate pentru activităţile din

sectorul energetic; Cadru instituţional şi legislativ adaptat la principiile pieţei interne a

energiei din Uniunea Europeană; Potenţial moderat de resurse regenerabile exploatabile, susţinut de o

piaţă funcţională de Certificate Verzi; Respectarea angajamentelor asumate prin Protocolul de la Kyoto; Capacitate relativ ridicată de interconectare a sistemelor de transport al

energiei electrice şi al gazelor naturale cu sistemele similare ale ţărilor vecine; Potenţial de resurse de lignit cu un grad ridicat de cunoaştere,

concentrat pe o suprafaţă relativ redusă de circa 250 km2, în care operează 19 cariere de mare capacitate;

Calitate bună a infrastructurii de transport, cu dispecerizare naţională şi locală a energiei electrice;

Existența unui Operator de Transport şi Sistem cu mare experiență operațională;

Existenţa unui operator al pieţei angro de energie electrică cu experienţă, capabil să devină operator al pieţei regionale;

Liberalizarea totală a pieţelor de energie electrică şi gaze naturale. Personal calificat în întreg sectorul.

Puncte slabe (deficienţe)

O parte importantă din instalaţiile de producere, transport şi distribuţie a energiei sunt învechite şi depăşite tehnologic, cu consumuri şi costuri de exploatare mari;

Multe instalaţii şi echipamente utilizate pentru exploatarea lignitului sunt uzate moral şi fizic, au costuri mari de exploatare şi performanţe scăzute;

Lipsa echipamentelor pentru implementarea tehnologiilor performante în sectorul de extracţie a huilei;

O dependenţă crescândă de importul gazelor naturale, existând pentru moment o singură sursă (Gazprom, Federaţia Rusă);


38

Durată normată de funcţionare depăşită pentru 70% din conductele de transport al gazelor naturale şi pentru aproximativ 27% din staţiile de reglare şi măsurare;

Nivelul scăzut al surselor de finanţare comparativ cu necesităţile de investiţii în infrastructura Sistemului Naţional de Transport (SNT) al gazelor naturale;

Structură neomogenă a SNT din punctul de vedere al presiunii şi diametrelor, fapt care conduce la probleme mari privind asigurarea presiunilor la extremităţile sistemului;

Eficienţă energetică redusă, respectiv pierderi energetice mari pe întregul lanţ producere-transport-distribuţie-consum final de energie;

Lipsa unor măsuri financiare de susţinere a proiectelor şi programelor de creştere a eficienţei energetice şi de utilizare a surselor regenerabile de energie;

Piaţa energiei electrice şi competiţia au înregistrat o serie de distorsiuni, între care trebuie menţionată, în mod special, ingerinţa anumitor grupuri de interese în favoarea unor furnizori privaţi;

Absenţa unui organism de supraveghere reală a pieţei de energie care să asigure un control riguros al tranzacţiilor din piaţă, separat de autoritatea de reglementare;

Organizarea prezentă a sectorului de producere a energiei electrice pe filiere tehnologice mono-combustibil (termo, hido, nuclear), care afectează considerabil concurenţa între producători din cauza preţurilor foarte diferite ale energiei;

Abateri frecvente şi tolerate de la respectarea prevederilor legislaţiei în domeniul energiei;

Lipsa unei finanţări adecvate pentru asigurarea unui ritm susţinut pentru reabilitarea termică a clădirilor rezidenţiale, administrative şi pentru utilităţi publice (şcoli, spitale etc.);

Performanţe sub potenţial sau chiar negative ale unor companii miniere şi energetice cu capital de stat;

Existenţa unor distorsionări ale preţurilor la consumatorii finali; Capacitate redusă de cercetare-dezvoltare-inovare-diseminare în secto-

rul energetic, inclusiv în sectorul minier; Lipsa unei politici naţionale şi, ca urmare, a unor măsuri clare privind

modernizarea sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică, în condiţiile opţiunilor crescânde ale populaţiei pentru încălzirea individuală a locuinţelor în mediul urban şi al concurenţei furnizorilor de gaze naturale;


39

Cea mai mare parte din unităţile de producere a energiei electrice nu respectă normele de emisii ale Uniunii Europene pentru anumiţi poluanţi în aer. Alinierea la aceste cerinţe necesită fonduri importante şi urmează a se realiza treptat, potrivit calendarului de conformare negociat de România cu UE;

Efort financiar major pentru conformarea cu reglementările de mediu şi pentru dezafectarea unităţilor termoenergetice şi, în perspectivă, nucleare, ecologizarea terenurilor eliberate de instalaţii şi clădiri, precum şi pentru depozitarea definitivă a combustibilului nuclear uzat şi a deşeurilor radioactive;

Lipsa unei politici coerente şi unitare la nivel naţional privind coordonarea eforturilor de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră pentru perioada 2013-2020 pentru sectoarele UE-ETS (energie, rafinării, metalurgie feroasă şi neferoasă, industria mineralelor, a celulozei şi hârtiei, chimică, instalaţii de captare şi depozitare a dioxidului de carbon, aviaţie) şi pentru sectoarele non-ETS (transporturi, agricultură, locuinţe/clădiri, depozite de deşeuri şi altele);

Politici necoerente de punere în valoare a noi perimetre pentru exploatarea lignitului;

Neangajarea desfacerii producţiei de cărbune pe termen mediu şi lung pe baza unor contracte care să garanteze cantităţile şi preţurile;

Timpul relativ mare pentru dezvoltarea de noi capacităţi de producţie a cărbunelui şi uraniului.

Oportunităţi

Poziţie geografică favorabilă a României pentru a participa activ la dezvoltarea proiectelor de magistrale paneuropene de petrol şi gaze naturale;

Semnarea de România în iulie 2009, la nivel guvernamental, a acordului privind realizarea gazoductului Nabucco pentru tranzitul gazelor naturale din Iran şi zona Mării Caspice reduce dependenţa faţă de importul din Federaţia Rusă (cu condiţia realizării acestui proiect);

Existenţa pieţelor fizice de energie, precum şi accesul la pieţele regionale de energie electrică şi gaze naturale cu oportunităţi de realizare a serviciilor de sistem la nivel regional;

Capacitate disponibilă a sistemului naţional de transport al gazelor naturale ce poate asigura preluarea solicitărilor utilizatorilor;

Climat investiţional (perfectibil) atât pentru investitorii străini, cât şi autohtoni, inclusiv în procesul de privatizare a diferitelor companii aflate în prezent în proprietatea statului;


40

Creşterea încrederii în funcţionarea pieţei de capital din România, ceea ce permite listarea cu succes la bursă a companiilor energetice;

Oportunităţi mari de investiţii în domeniul eficienţei energetice şi al resurselor energetice regenerabile neutilizate;

Accesarea Fondurilor Structurale ale Uniunii Europene pentru proiecte în domeniul energiei;

Existenţa unui important sector hidroenergetic capabil să furnizeze volumul necesar de servicii tehnologice de sistem;

Existenţa experienţei îndelungate în minerit şi a unei infrastructuri importante pentru exploatarea resurselor energetice primare interne de cărbune şi uraniu;

Existenţa unor noi perimetre cu rezerve importante de lignit; Prospecţiuni pentru identificarea şi valorificarea unor posibile rezerve

de hidrocarburi off-shore şi de mare adâncime, la care se pot adăuga gazele din surse neconvenționale.

Ameninţări (riscuri şi vulnerabilităţi)

După 1990 sectorul energetic nu a fost tratat în mod corespunzător ca infrastructură strategică, fapt care a dus la deteriorarea continuă a multor componente vitale ale sale precum producerea energiei, cogenerarea şi încălzirea centralizată, eficienţa energetică, energetica rurală. Continuarea acestei politici poate avea efecte economice grave, greu de recuperat pe termen mediu şi lung;

Una din cele mai mari ameninţări este reprezentată de incapacitatea instituţiilor responsabile de a mobiliza investiţiile necesare dezvoltării sectorului energetic în vederea adaptării acestuia din punct de vedere tehnic, economic şi al impactului de mediu la condiţiile anului 2020;

Rezerve economic exploatabile limitate, ca perioadă de asigurare la consumul prezent, pentru ţiţei şi gaze naturale (14-15 ani), huilă (32 de ani), lignit (14 la 33 ani), uraniu (pentru două unităţi nucleare CANDU 600), în condiţiile în care nu vor fi descoperite noi zăcăminte importante;

Volatilitatea preţurilor surselor primare, în mod special, a hidrocar-burilor pe pieţele internaţionale;

Internalizarea costurilor de mediu (pentru emisiile de dioxid de carbon) după anul 2013 poate conduce la o majorare a preţurilor energiei produse cu 50-70%, în special la centralele termoelectrice cu cărbune drept combustibil;

Numeroase atenţionări ale Guvernului României de către Comisa Europeană pentru neîndeplinirea obligaţiilor asumate în cadrul sectoarelor energie şi mediu;


41

Tendinţa de schimbare a caracteristicilor climatice şi instabilitatea regimului hidrologic;

Posibilitatea apariţiei unor efecte negative asupra concurenţei în sectorul energetic la nivel european, din cauza tendinţelor de concentrare din industria energetică;

Un ritm ridicat de creştere a cererii de energie în contextul relansării economice, în special, după depăşirea crizei economice datorită unei posibile crize de capacităţi de producere;

Existenţa unor arierate la nivelul unor companii din sector, mai ales, în cazul centralelor termoelectrice şi de cogenerare şi al sectorului minier;

Ponderea semnificativă a populaţiei cu venituri reduse care prezintă un grad de vulnerabilitate ridicat, în condiţiile practicării unor preţuri la energie apropiate de nivelul mediu european;

Marea majoritate a sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică pot intra în colaps, cu efecte sociale grave, datorită dificultăţilor financiare acumulate în timp şi absenţei unei strategii naţionale coordonată cu strategiile energetice locale;

Lipsa unor instrumente fiscale eficiente pentru susţinerea programelor de investiţii în eficienţa energetică, dezvoltarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de căldură utilă, utilizarea surselor regenerabile pentru producerea energiei termice şi dezvoltarea serviciilor energetice;

Posibila blocare a activităţii de exploatare a huilei, ca urmare a acumulării de datorii istorice şi în condițiile eliminării subvențiilor după 2018;

Posibila blocare a activităţii de exploatare a lignitului ca urmare a lipsei unei reglementări specifice care să asigure valorificarea în interes de utilitate publică a rezervelor de lignit cu o dreaptă şi justă despăgubire a deţinătorilor de terenuri, necesare desfăşurării activităţii;

Selecţia, reţinerea şi motivarea în condiţii de piaţă liberă a capitalului uman necesar implementării strategiei şi operării în siguranţă a sistemului energetic naţional; se observă o creştere a numărului de persoane numite pe linie politică, dar de competenţă profesională redusă, în conducerea unor organisme de reglementare şi control sau în funcţii executive ale unor societăţi comerciale aflate în proprietatea statului; politizarea excesivă a acestor funcţii poate conduce la incompetenţă în decizii şi corupţie;

Modificările semnificative ale nivelului apei în Dunăre ca urmare a schimbărilor climatice pot conduce la neasigurarea apei de răcire la amplasamentul Cernavodă pentru funcţionarea în siguranţă a două şi ulterior a patru unităţi nuclearoelectrice;


42

Costuri mari de exploatare a minereurilor de uraniu datorită variaţiei parametrilor mineralizaţiei şi a discontinuităţii acesteia;

Opoziţia autorităţilor publice locale şi a autorităţilor teritoriale cu privire la acceptarea deschiderii de noi capacităţi de producţie în domeniul exploatării minereurilor de uraniu;

Posibila creştere accentuată a preţului mondial la uraniu; Posibila schimbare a atitudinii publicului faţă de construcţia de noi

centrale nucleare şi de depozite de deşeuri radioactive; Dificultăţi în asigurarea serviciilor tehnologice de sistem în perioadele

secetoase; Costuri suplimentare generate de aplicarea prevederilor Directivei

2003/87/CE privind stabilirea unei scheme de comercializare a emisiilor de gaze cu efect de seră;

Capacitate redusă de a face faţă unor acţiuni teroriste îndreptate asupra unităţilor producătoare de energie şi a sistemelor de transport (conducte de ţiţei, conducte pentru gaze naturale, reţele electrice).


43

3. O NOUĂ VIZIUNE EUROPEANĂ PRIVIND ENERGIA ŞI MEDIUL. CONTEXTUL GLOBAL

3.1. Actualele provocări ale sectorului energiei şi necesitatea unei noi politici energetice a Uniunii Europene

Este evident ca prin complexele legături pe care le are sectorul energetic şi prin faptul că orice activitate omenească necesită energie, abordarea politicilor energetice restrânse la acest domeniu singular nu mai poate fi acceptată. Trebuie să ne fie clar că viitorul energiei este marcat de o serie de probleme ale căror soluţii nu se găsesc doar la nivelul sectorului energiei în sine. Criza economică a complicat problemele pentru că, deşi a încetinit pentru un scurt timp creşterea consumului energetic pentru majoritatea ţărilor, n-a putut împiedica acest lucru pentru ţări precum China, India sau Brazilia, a redus sursele investiţionale în sector cu consecinţe apreciabile, mai ales într-un domeniu în care realizarea unui obiectiv necesită timp îndelungat. Tendinţa de redresare se simte deja la economii puternice europene şi din America de Nord şi va avea probabil un efect vizibil şi în consumul energetic, accelerat abia odată cu ieşirea din recesiune. Chiar dacă – în multe cazuri – s-a reuşit decuplarea creşterii economice de consumul de energie, tendinţa încă mai persistă. Rezultă o dependenţă tot mai accentuată a societăţii omenești de formele tradiționale de energie, încă disponibile comercial. Acest lucru, coroborat cu epuizarea în timp a surselor de energie fosilă, poate genera premisele destabilizării pieţelor mondiale de energie cu consecinţe deosebit de grave.

Impactul sectorului energiei asupra mediului este un alt factor de îngrijorare, mai ales prin contribuţia substanţială la schimbările climatice. Limitările impuse emisiilor de gaze cu efect de seră au efecte importante în plan tehnologic, economic şi social, întrucât afectează direct competitivitatea actorilor din acest sector impunând o reaşezare a acestora în piaţă, obligând pe unii la faliment şi sprijinind pe alţii. Aceste provocări pot avea efecte benefice în privinţa sustenabilităţii sectorului pe termen lung, dar pe termen scurt pot introduce unele distorsiuni. În România – de exemplu – o serie de mari instalaţii de ardere din centralele electrice folosind combustibili cu emisii mari de gaze cu efect de seră vor trebui închise în cazul în care nu li se aduc rapid îmbunătăţiri tehnologice şi de reducere a impactului asupra mediului. Aceste îmbunătăţiri vor solicita importante investiţii şi vor introduce costuri suplimentare de exploatare cu reverberaţii asupra poziţiei acestor centrale în piaţa de energie.


44

În sfârşit, toate acestea se vor reflecta şi în siguranţa în alimentare cu energie a oricărei ţări, impunând o reaşezare a mixtului de combustibil şi diversificarea surselor de alimentare. Exemplul Chinei care cumpără participări în companii energetice importante din alte ţări, unele foarte îndepărtate, precum Brazilia, arată îngrijorarea pentru viitor şi dorinţa de diversificare pe termen lung.

În acest context, Uniunea Europeană importă încă la nivelul anului 2007, 82% din ţiţeiul şi produsele petroliere necesare şi 57% din gazele naturale consumate, transformându-se în cel mai mare importator de astfel de surse de energie pe plan mondial. În plus, numai 3% din uraniul folosit în reactoarele nucleare ale statelor membre provenea din minele de pe continentul european.

De aceea, la începutul anului 2006, Comisia Europeană a lansat o dezbatere publică privind viitorul energetic al Uniunii. Înșişi cei trei piloni ai politicii energetice comunitare: siguranţa în alimentare, impact minim al sectorului asupra mediului şi creşterea competitivităţii demonstrează direcţiile politicii propuse statelor membre, inclusiv României.

Pentru abordarea cu succes a tuturor acestor provocări, Uniunea Europeană a realizat că trebuie făcut un front comun şi şi-a propus stabilirea şi implementarea unei politici comune în domeniul energiei. Concentrarea şi armonizarea politicilor care până acum erau la latitudinea statelor membre pot fi părţi ale soluţiei unitare a problemelor enunţate mai sus, dar statele membre ale UE rămân suverane în stabilirea formelor de energie pe care doresc să le folosească [5].

Noua politică energetică comunitară şi-a propus stabilirea unui obiectiv strategic care să constituie baza pentru toate deciziile de politică energetică ulterioare. Acest obiectiv strategic îl constituie reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră din toate sursele primare de energie în medie cu 20% la nivelul anului 2020 completată cu presiunea pentru realizarea unui acord internaţional care să succeadă Protocolului de la Kyoto şi care să propună reducerea cu 30% pentru marii producători de emisii. Prima parte a acestui obiectiv se speră a fi realizată în contextul elaborării pachetului legislativ energie-schimbări climatice, în timp ce acordul de reducere cu 30% a emisiilor nu s-a putut realiza în cadrul Adunării la vârf din decembrie 2009 de la Copenhaga.

Celelalte măsuri considerate în cadrul politicii energetice europene cuprind:

întărirea pieţelor interne (electricitate şi gaze naturale) şi creşterea concurenţei sprijinite prin cel de-al treilea pachet legislativ;

reducere de până la 50% în emisiile de gaze cu efect de seră din surse primare până în 2050 comparativ cu 1990;

ţintă minimă de 10% în folosirea biocombustibililor până în 2020;


45

politică mai coerentă cu principalii furnizori de surse de energie şi – în mod special – îmbunătăţirea relaţiilor cu zonele vecine ale Uniunii, inclusiv cu Rusia;

dezvoltarea unui Plan European Strategic privind Tehnologia Energetică (aşa-numitul SET Plan) în scopul dezvoltării tehnologiilor în zone incluzând energia regenerabilă, conservarea energiei, clădirile cu consum mic de energie, a patra generaţie a tehnologiei nucleare, cărbunele „curat”, precum şi capturarea şi stocarea carbonului.

dezvoltarea unui parteneriat energetic Europa – Africa pentru a ajuta Africa să realizeze un salt tehnologic către tehnologii cu cărbune scăzut şi – evident – de a dezvolta continentul negru ca un furnizor sustenabil de energie. Integrat acestui deziderat, este gândită o nouă strategie de colaborare în zona mediteraneeană. Parteneriatul UE–Africa are şi ambiţia de a ajuta ţările africane cu privire la accesul la energie şi securitate energetică.

În legătură cu acest aspect final, fostul comisar pentru energie Andres Piebalgs [6] specifica: „nu este acceptabil ca în Africa să existe încă 1,5-2 miliarde de oameni care să nu aibă acces la serviciile energetice”. Un alt aspect interesant este faptul că parteneriatul va permite evaluarea valorii investiţiilor în infrastructura energetică – estimate la 8,3 miliarde euro pentru extinderea electricităţii către toţi cetăţenii din Africa Subsahariană până în 2030, îmbunătăţind şi managementul resurselor energetice, în mod special, utilizarea orientată spre dezvoltare a veniturilor provenite din petrol şi gaze.

3.2. Foaia de parcurs privind energia pentru 2050

Pe 15 decembrie 2011, Comisia Europeană a adoptat Comunicarea cunoscută drept „Foaia de parcurs privind energia pentru 2050”. În cadrul ei, Comisia explorează provocările pe care le ridică obiectivul de decarbonare al UE, asigurând – în acelaşi timp – securitatea în alimentarea cu energie şi competi-tivitatea. Uniunea este determinată să reducă emisiile de gaze cu efect de seră cu 80-95% faţă de nivelul anului 1990. În acest fel, „Foaia de parcurs 2050” devine baza pentru dezvoltarea unui cadru energetic european pe termen lung.

Comunicarea porneşte de la constatarea ca „bunăstarea cetăţenilor, competitivitatea industrială şi funcţionarea de ansamblu a societăţii depind de energia sigură, garantată, durabilă şi necostisitoare. Infrastructura energetică care va furniza energie electrică către locuinţele cetăţenilor, industrie şi servicii în 2050, precum şi clădirile care vor fi utilizate în viitor se proiectează şi se construiesc acum. Modelul de producere şi de utilizare a energiei în 2050 se stabileşte deja în prezent”. [5]


46

3.3. De unde s-a pornit? – Cartea Verde şi documentele strategice privind corelarea energie-mediu în Uniunea Europeană

Comisia Europeană a publicat în anul 2000 „Cartea Verde–Către o strategie europeană a securităţii alimentării cu energie”, în care s-a analizat situaţia energetică a UE [6]. Dintre concluziile importante se menţionează: dependenţa energetică a UE de sursele externe a fost apreciată la 50%; îngrijorarea că, dacă UE nu va reuşi să îşi eficientizeze sectorul de energie, în următorii 20-30 de ani, aproximativ 70% din cererea de energie a UE va fi acoperită din importuri, din care unele vor proveni din regiuni ameninţate de insecuritate, situaţie care a fost considerată total inacceptabilă; din punctul de vedere al impactului cu mediul, 94% din emisiile de CO2 proveneau din activităţile din energie şi transporturi, conturându-se perspectiva ca UE să nu îşi îndeplinească angajamentul asumat prin Protocolul de la Kyoto de a reduce cu 8% emisiile de gaze cu efect de seră (GES) între 1990 şi 2010; nevoia urgentă de investiţii, apreciată pentru Europa, pentru a răspunde cererii previzionate de energie şi de a înlocui infrastructura învechită, în următorii 20 de ani, la aproximativ 1.000 de miliarde euro; problemele cu care se confruntă astăzi societatea contemporană şi cu care se va confrunta în anii care vin sunt: nevoia de petrol şi gaze naturale a marilor puteri care se luptă pentru supremaţie, necesitatea unei informări corecte, ameninţarea armelor de distrugere în masă, cutezanţa grupurilor teroriste, probabilitatea ca guvernele să nu fie oneste cu popoarele pe care le conduc, responsabilitatea şi loialitatea celor din guvern.

Documentul [5] lansat în anul 2000, completat cu dezbaterile ulterioare, au determinat Comisia Europeană să publice un nou document în martie 2006, intitulat „Cartea Verde – O strategie europeană pentru energie durabilă, competitivă şi sigură” [6]. Însuşi titlul reflectă obiectivele principale, pe care Uniunea Europeană şi le-a stabilit pentru politica sa energetică:

- Dezvoltare durabilă (sustenabilitate): promovarea surselor de energie regenerabile competitive şi a altor surse şi purtători de energie cu emisii reduse de carbon, mai ales combustibilii alternativi pentru transport; reducerea cererii de energie în Europa; canalizarea eforturilor mondiale pentru combaterea schimbărilor climatice şi îmbunătăţirea calităţii aerului la nivel local.

- Competitivitate: asigurarea faptului că deschiderea pieţei energiei aduce avantaje consumatorilor şi economiei în ansamblu, cu stimularea, în acelaşi timp, a investiţiilor pentru producţia de energie curată şi pentru eficienţă energetică; atenuarea impactului creşterii preţurilor internaţionale ale energiei asupra economiei şi cetăţenilor UE; menţinerea Europei în poziţia de lider în ceea ce priveşte tehnologiile energetice.


47

- Securitatea alimentării. A face faţă dependenţei crescânde a UE faţă de importuri prin: abordarea integrată, constând în reducerea cererii, diversificarea mixtului de energie cu o utilizare mai mare a energiei autohtone şi regenerabile competitive şi diversificarea surselor şi rutelor de alimentare cu energie importată; crearea cadrului stimulativ pentru investiţii adecvate care să răspundă cererii crescânde de energie; întărirea mijloacelor de care dispune UE pentru a face faţă situaţiilor de urgenţă; îmbunătăţirea condiţiilor pentru întreprinderile europene care doresc acces la resursele globale; garantarea accesului tuturor cetăţenilor şi întreprinderilor la energie.

Pentru realizarea obiectivelor de mai sus au fost identificate şase domenii prioritare: 1) energie pentru creştere şi locuri de muncă în Europa: realizarea pieţelor interne europene de electricitate şi gaze naturale; 2) securitatea şi competitivitatea alimentării cu energie, către un mixt de energie durabil, mai eficient şi mai divers; 3) o piaţă de energie internă care garantează securitatea alimentării: solidaritate între statele membre; 4) o abordare integrată în comba-terea schimbărilor climatice; 5) încurajarea inovării: un plan european strategic pentru tehnologii energetice; 6) către o politică energetică externă coerentă.

1) O politică energetică pentru Europa. În ianuarie 2007, Comisia Europeană a prezentat propunerea pentru o nouă politică în domeniul energiei. Aceasta este prezentată într-un raport numit „Politica în domeniul energiei pentru Europa” [3]. Documentul abordează trei aspecte: în primul rând, arată modul în care UE a eşuat, în cadrul politicilor propuse până în prezent, în rezolvarea provocărilor existente în domeniul energiei; în al doilea rând, propune un obiectiv strategic sau o ţintă, care să reprezinte un ghid pentru toate deciziile viitoare legate de politicile în domeniul energiei; în al treilea rând, stabileşte un plan de acţiuni pe o arie largă, în care se arată ce trebuie făcut pentru a atinge acest nou obiectiv.

Consiliul European şi Parlamentul European au aprobat acest document în martie 2007, care a devenit astfel pentru Europa o strategie integrată pentru energie şi schimbări climatice. Principalul element al acestei noi politici se referă la obiectivul strategic al politicii energetice europene: reducerea emisiilor de GES cu 20% până în anul 2020 faţă de anul 2005. Atingerea acestei ţinte va putea limita efectul de încălzire globală la doar 2°C în plus faţă de temperaturile din era pre-industrială. Accentul pus pe emisiile de GES este premeditat: CO2, datorat sectorului energie, reprezintă 3/4 din totalul emisiilor de GES din UE; sectorul energetic contribuie astfel în proporţie de 80% la emisiile totale de GES.

Obiectivul general este însoţit de trei obiective conexe, pentru fiecare Comisia Europeană propunând o ţintă:


48

- creşterea ponderii resurselor regenerabile în totalul mixtului energetic la 20% până în anul 2020;

- reducerea consumului de energie primara prin creşterea eficienţei energetice cu 20% până în anul 2020;

- creşterea ponderii biocarburanţilor în transporturi la 10% până în 2020.

2) Pachetul legislativ energie-schimbări climatice. La 6 aprilie 2009 Comisia a prezentat Consiliului „Cartea Albă – Adaptarea la schimbările climatice: către un cadru de acţiune la nivel european”. Aceasta prezintă un cadru de acţiune pentru reducerea vulnerabilităţii UE faţă de impactul schimbărilor climatice şi care cuprinde următoarele acţiuni necesare: necesitatea ca toate ţările, în special cele mai vulnerabile, şi sectoarele să se adapteze la schimbările climatice inevitabile; necesitatea iniţierii unei faze pregătitoare până în 2012 pentru a pune bazele unei strategii UE de adaptare cuprinzătoare, care să fie implementată începând cu anul 2013; în decursul fazei pregătitoare, ar trebui elaborat un cadru al UE pentru adaptare, axat pe îmbunătăţirea gestionării cunoştinţelor, a partajării datelor (prin intermediul unui mecanism de schimb de informaţii) şi a integrării; în vederea avansării cadrului UE pentru adaptare şi a consolidării cooperării, ar trebui utilizată o combinaţie de instrumente de politică. În acest context, Comisia a propus constituirea unui grup director privind impactul şi adaptarea; intensificarea cooperării internaţionale în ceea ce priveşte adaptarea.

Parlamentul European şi Consiliul European au adoptat următoarele directive:

a) Directiva 2009/28/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23 aprilie 2009 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile (SRE) [8]. Directiva stabileşte ţinte obligatorii juridic pentru fiecare stat membru, în vederea atingerii ţintei UE de 20% cotă de energie din SRE în 2020. Ea înlătură barierele administrative şi alte dificultăţi, confirmă ţinta de 10% pentru SRE în transport şi, pentru prima oară în lume, stabileşte criterii de durabilitate privind biocombustibilii, pentru a da asigurări că sunt susţinuţi doar biocombustibilii care nu au impact negativ asupra mediului.

b) Directiva 2009/29/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23 aprilie 2009 în vederea îmbunătăţirii şi extinderii schemei Comunităţii de tranzacţionare a certificatelor de emisii a gazelor cu efect de seră (GES) [9]. Această directivă creează cadrul schemei europene de comercializare (tranzacționare) şi monitorizare a emisiilor de (GES) în cadrul Comunității Europene. EU ETS (Emissions Trading Scheme) reprezintă principalul instrument al Uniunii Europene, utilizat în scopul îndeplinirii angajamentului asumat prin Protocolul de la Kyoto. Schema se desfăşoară pe parcursul a trei perioade de


49

implementare: prima perioadă (Phase I) 1 ianuarie 2005-31 decembrie 2007; cea de-a doua perioadă (Phase II) a schemei 2008-2012, în cadrul căreia UE trebuie să reducă emisiile de GES cu 8% faţă de nivelul anului 1990; din 2007, există angajamentul de reducere cu cel puţin 20% a emisiilor de GES până în anul 2020; a treia perioadă (Phase III) este aferentă intervalului 2013-2020.

c) Directiva 2009/31/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23 aprilie 2009 privind stocarea geologică a dioxidului de carbon [6]. Directiva instituie un cadru juridic pentru stocarea geologică sigură din punctul de vedere al mediului a dioxidului de carbon (CO2), pentru a contribui la combaterea schimbărilor climatice. Scopul stocării sigure a CO2 este reţinerea permanentă a acestuia, astfel încât să se prevină şi, atunci când acest lucru nu este posibil, să se elimine pe cât posibil efectele negative şi orice riscuri pentru mediu şi sănătatea umană.

d) Decizia nr. 406/2009/CE a Parlamentului European şi a Consiliului European din 23 aprilie 2009 privind efortul statelor membre de a reduce emisiile de gaze cu efect de seră astfel încât să respecte angajamentele Comunităţii de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră până în 2020 [11]. Decizia stabileşte contribuţia minimă a statelor membre la respectarea angaja-mentului Comunităţii de reducere a emisiilor de (GES) în perioada 2013-2020, în ceea ce priveşte emisiile de (GES) reglementate de decizie, precum şi normele privind realizarea acestor contribuţii şi evaluarea acestora. Fiecare stat membru îşi limitează, până în 2020, emisiile de gaze cu efect de seră, respectând cel puţin procentul stabilit pentru statul membru respectiv, în limitele a –20% şi +20%, în raport cu emisiile sale din anul 2005. Pentru România limita prevăzută a emisiilor pentru anul 2020 este de +19%. Îmbunătăţirea eficienţei energetice reprezintă un element esenţial pentru îndeplinirea de către statele membre a cerinţelor acestei decizii.

3) Al treilea pachet legislativ pentru energie. În iulie 2009, Consiliul European şi Parlamentul European au aprobat al treilea pachet legislativ pentru energie [12-19], care se referă la liberalizarea totală şi funcţionarea pieţelor interne de energie electrică şi gaze naturale în Uniunea Europeană. Pachetul a fost adoptat pentru a accelera investiţiile în infrastructura energetică, pentru a spori comerţul transfrontalier şi a înlesni accesul la surse diversificate de energie. Prevederile de bază ale pachetului se referă la: separarea efectivă a activităţilor operatorilor sistemelor/reţelelor de transport (OST) de activităţile de producere şi furnizare de energie; în fiecare stat membru există o singură autoritate naţională de reglementare în domeniul energiei (ANR), independentă şi autonomă; se înfiinţează o Agenţie (ANR europeană pentru cooperarea autorităţilor de reglementare (ACER); promovarea pieţei interne a energiei şi eliminarea


50

restricţiilor în comerţul între state; protejarea consumatorilor de energie; stabilirea reţelelor europene de transport de energie (pentru electricitate ENTSO-E, pentru gazele naturale ENTSO-G), introducerea conceptului de reţele inteligente (smart grids), cu toate progresele de ordin tehnologic şi informatic.

4) Planul strategic de tehnologii energetice al Uniunii Europene. Prin documentul [17] Comisia Europeană a propus la 22 noiembrie 2007, iar Consiliul European a aprobat la 28 februarie 2008, crearea Planului UE de tehnologii energetice strategice (SET Plan), ca o necesitate de a acţiona, la nivelul UE, pentru realizarea unei politici energetice sustenabile, sigure şi competitive şi îndeplinirea ţintelor pentru anul 2020 şi a perspectivei anului 2050. În mod concret, SET Plan reprezintă necesitatea unei politici dedicate accelerării dezvoltării şi diseminării tehnologiilor energetice cu carbon redus, eficiente sub raportul costurilor. Planul are ca scopuri şi acțiuni principale: promovarea cu prioritate a iniţiativelor industriale care s-au dovedit fezabile, bazate pe parteneriatul public-privat sau pe interesele comune ale unor state membre; creşterea eforturilor de îmbunătăţire a eficienţei energetice, prin stimularea cercetării-dezvoltării-inovării şi diseminării (CDI-D) privind tehnologiile energetice finale; înfiinţarea unui grup de reprezentanţi la nivel înalt din partea statelor membre, care să convină, să urmărească şi să pună în aplicare obiectivele SET-Plan; mobilizarea unei creşteri substanţiale a finanţării la nivel european şi naţional; promovarea cooperării internaţionale în domeniul CDI privind tehnologiile curate, sustenabile şi eficiente.

Bazat pe rezultatele unui proces de consultare, Comisia Europeană a propus lansarea în cadrul SET Plan a următoarelor şase iniţiative industriale prioritare europene: a) Iniţiativa eoliană europeană urmăreşte validarea şi demonstrarea utilizării turbinelor eoliene mari şi a sistemelor eoliene mari (sisteme on-shore şi off-shore); b) Iniţiativa solară europeană, destinată validării instalaţiilor la scară mare cu energie fotovoltaică şi a sistemelor concentratoare de energie solară; c) Iniţiativa europeană de bioenergie¸ direcţionată pe „generaţia următoare” de biocombustibili, în contextul unei strategii generale privind utilizarea bioenergiei; d) Iniţiativa europeană de captură, transport şi stocare a CO2, axată pe cerinţele întregului sistem, inclusiv eficienţa, siguranţa şi acceptul public, pentru a proba viabilitatea la scară industrială a centralelor electrice cu combustibili fosili cu emisii zero; e) Iniţiativa reţelei electroenergetice europene, în scopul dezvoltării unui sistem electric inteligent, inclusiv stocarea, şi creării unui Centru European pentru implementarea programului de cercetare privind o reţea de transmisie europeană; f) Iniţiativa energiei de fisiune sustenabile, pentru dezvoltarea tehnologiilor nucleare din generaţia IV.


51

5) Strategia Europa 2020. Pe fondul crizei economice şi financiare declanşată în anul 2007, s-a ajuns la concluzia că Strategia Lisabona, lansată în martie 2000 pentru deceniul 2000-2010, nu şi-a atins obiectivele de dezvoltare ale Uniuni Europene. În contextul intensificării provocărilor globale, al interconec-tării tot mai mari a economiilor ţărilor lumii, al necesităţii unor măsuri coercitive ale finanţelor mondiale, al provocărilor legate de climă şi de resurse, care necesită adoptarea unor măsuri drastice, al interdependenţei puternice a economiilor ţărilor UE, Comisia Europeană a publicat la 24 noiembrie 2009 un document de lucru [18] privind viitoarea Strategie „UE 2020”, care, după consultări publice, a devenit proiectul unei strategii economice a UE, pentru următorii 10 ani, denumit Europa 2020 [20].

Agenda Europa 2020 are în vedere trei formule principale de creştere economică în decada următoare: 1) creştere economică inteligentă (consolidarea cunoaşterii, inovaţia, educaţia, societatea digitală); 2) creştere economică durabilă (creştere eficientă în producţie şi a competitivităţii); 3) creştere economică favorabilă incluziunii (participare sporită pe pieţele muncii, dobândirea de noi abilităţi profesionale, diminuarea sărăciei). Corespunzător acestor trei formule de creştere se definesc cinci obiective, pe care statele membre trebuie să le realizeze în anul 2020: 1) Un grad de ocupare a forţei de muncă de minim 75%, în zona de vârstă între 20 şi 64 de ani; 2) Un nivel de minim 3% din PIB pentru investiţiile în cercetare şi dezvoltare; 3) Atingerea ţintelor deja fixate de UE în domeniul energiei şi schimbărilor climatice, respectiv realizarea până în anul 2020 a următoarelor: reducerea cu 20% a emisiilor de CO2 faţă de anul 1990, reducerea cu 20% a consumului de energie primară faţă de anul 2005, prin creşterea eficienţei energetice, minim 20% din energie să se producă din surse regenerabile; 4) Abandonul şcolar timpuriu să nu depăşească 10%, iar minim 40% din generaţia tânără să aibă studii superioare; 5) Numărul persoanelor expuse riscului sărăciei să scadă cu 20 milioane.

Noua Strategie Europa 2020 include o iniţiativă emblematică pentru domeniul energetic, „O Europă eficientă din punctul de vedere al utilizării resurselor”, care încorporează hotărârea UE de a atinge obiectivele 20/20/20 privind reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, producerea de energii regenerabile şi economia de energie. Totodată, iniţiativa respectivă cuprinde cerinţele de finalizare a pieţei interne de energie şi implementarea Planului European Strategic pentru Tehnologii Energetice (SET Plan).

Obiectivul Strategiei Europa 2020 este ieşirea din criză a Europei cu o economie mai puternică şi mai durabilă, care să asigure o creştere a numărului locurilor de muncă, a productivităţii şi coeziunii sociale. Politica energetică are un rol însemnat în a contribui la realizarea acestui obiectiv.


52

6) Reducerea consumului de energie prin creşterea eficienţei energetice este o prioritate cheie şi necesită politici solide la toate nivelurile. Obiectivul de a atinge 20% reducere a consumului de energie primară până în 2020 reprezintă o ţintă globală la nivel UE, fără a exista ţinte individuale ale statelor membre. Evaluări recente care iau în considerare obiectivele naţionale, sugerează că UE nu va realiza decât jumătate din ţinta de 20%, astfel încât este necesară o nouă strategie ambiţioasă de eficienţă energetică care să valorifice potenţialul considerabil existent prin acţiuni ferme. În acest sens, se menţionează următoarele reglementări europene:

a) Planul UE pentru eficienţă energetică [23] consideră eficienţa energetică un element central al Strategiei Europa 2020, dar şi al tranziţiei către o economie în care resursele sunt utilizate eficient. Eficienţa energetică este unul dintre modurile cele mai rentabile de consolidare a siguranţei aprovizionării cu energie şi de reducere a emisiilor de GES şi de alţi poluanţi. Din multe puncte de vedere, eficienţa energetică poate fi văzută drept cea mai mare resursă de energie a Europei. Planul plasează, în ordinea potenţialului de eficienţă energetică, clădirile, transporturile şi industria; menţionează, de asemenea, eficienţa ener-getică în domeniul cheltuielilor publice, importanţa aspectelor financiare şi a eficienţei la consumatori.

b) Directiva 2010/31/UE privind performanţa energetică a clădirilor, din 19 mai 2010 [21], care subliniază importanţa clădirilor sub aspectul reducerii consumului de energie (clădirile sunt responsabile pentru 40% din totalul consumului de energie al UE) şi al efectului benefic de reducere cu 20% a emisiilor de GES până în anul 2020, faţă de nivelurile din 1990.

c) Propunerea de Directivă privind eficienţa energetică (DEE) [25] transformă anumite aspecte ale Planului pentru eficienţă energetică [23] în măsuri obligatorii. Principalul scop al propunerii constă în aducerea unei contribuţii semnificative la îndeplinirea obiectivului UE de 20% în materie de eficienţă energetică până în 2020. Pentru a avea succes, propunerea trebuie să fie adoptată şi pusă în aplicare imediat de statele membre. DEE propune abrogarea Directivei privind cogenerarea (2004/8/CE) şi a Directivei privind serviciile energetice (2006/32/CE), care nu au reuşit să valorifice pe deplin potenţialul de economisire a energiei. În ceea ce priveşte sectoarele utilizatorilor finali, DEE se axează pe măsurile care stabilesc cerinţele impuse sectorului public atât cu privire la renovarea clădirilor deţinute de către acesta, cât şi la aplicarea standardelor privind randamentul energetic ridicat în momentul achiziţionării de clădiri, produse şi servicii. Trebuie stabilite sisteme naţionale de obligaţii privind eficienţa energetică, inclusiv efectuarea periodică de audituri energetice obligatorii în cazul întreprinderilor mari şi stabilirea unei serii de cerinţe pentru


53

societăţile energetice referitoare la contorizare şi facturare. În ceea ce priveşte furnizarea de energie, propunerea solicită statelor membre să adopte planuri naţionale de încălzire şi răcire pentru a valorifica potenţialul de generare cu randament ridicat a energiei şi de încălzire şi răcire centralizată eficientă.

3.4. Un scenariu de evoluţie globală până în 2030

Alături de fenomene de o amploare deosebită, precum rata ridicată la care populaţia globului continuă să se mărească, creşterea asociată şi inevitabilă a consumului de energie, descreşterea resurselor minerale şi realitatea rezultantă a deteriorării îngrijorătoare a mediului ambiant, însoţită de încălzirea globală, societatea contemporană este confruntată cu o triadă de probleme complexe – creşterea economică şi demografică, consumul de energie şi de resurse, conservarea mediului înconjurător – cu alte cuvinte, lumea se găseşte astăzi în faţa unei trileme fără precedent ([26] și [27]).

Firma Roland Berger Strategy Consultants a elaborat în 2011 un studiu privind evoluţia lumii până în 2030, „Trend Compendium 2030” [28], în care identifică şapte tendinţe principale care vor modela lumea în următorii ani (2010-2030). Studiul prezintă pentru fiecare direcție de evoluţie câte trei subdirecţii, pe care le analizează dintr-o perspectivă globală şi din punctul de vedere al ţărilor dezvoltate şi al ţărilor în curs de dezvoltare.

Cele şapte megatendinţe identificate şi acţiunile principale asociate sunt:

1) Demografia. Populaţia globului va creşte de la 6,9 miliarde în 2010 la 8,3 miliarde în 2030. Aceasta va fi însoţită de o mărire a vârstei medii cu 5 ani, până la 34 de ani, precum şi o dezvoltare a urbanizării, respectiv în 2030, 59% din populaţia lumii va trăi în oraşe (81% în ţările dezvoltate şi 55% în ţările în curs de dezvoltare). Atenţia se va concentra, mai ales, asupra regiunilor cu natalitate sporită (creşterea populaţiei va fi de şapte ori mai mare în ţările în curs de dezvoltare, decât în ţările dezvoltate), către adaptarea mai bună faţă de necesităţile populaţiei de vârsta a treia, iar oraşele vor deveni adevărate laboratoare pentru găsirea soluţiilor optime.

2) Globalizarea şi pieţele viitoare. Procesul globalizării va continua, odată cu creşterea mai rapidă a exporturilor (5,3% pe an) şi a investiţiilor străine directe în comparaţie cu PIB-ul global (4% pe an). Grupul BRIC (Brazilia, Rusia, India, China) va avea o creştere anuală a PIB de 7,9%, în timp ce grupul următoarelor 11 ţări în dezvoltare („tigrii” economici, mai ales ţări din Asia) de 5,9% pe an. China va deveni în 2026 cea mai puternică economie a lumii, depăşind SUA. Acţiunile vor viza pieţele străine (dar având în vedere aspectele politice, sociale şi


54

culturale), exploatarea potenţialului de piaţă al clasei mijlocii; se va utiliza tehnica scenariilor, având în vedere că viitorul nu poate fi previzionat cu mare precizie.

3) Insuficienţa resurselor, se referă, în mod special, la energie (consumul global de energie primară va creşte cu 26%), la apă (consumul global se va mări cu 53%, dar jumătate din populaţia globului va trăi în zone cu deficit mare de apă) şi la alte bunuri (rezervele mondiale de fier sunt disponibile încă 120 de ani, în schimb se menţionează practic dispariţia unor metale rare şi, desigur, va creşte necesarul de alimente). În 2030, ţările dezvoltate vor consuma 36% din energie, iar ţările în curs de dezvoltare 64%. La consumurile prezente, cărbunele va mai putea fi utilizat 119 ani, gazele naturale 63 de ani, iar petrolul 46 de ani. Structura resurselor energetice primare în 2030 va fi: petrol 31% (35% în 2010), cărbune 27% (26% în 2010), gaze naturale 23% (23% în 2010), surse regenerabile 13% (10% în 2010), nuclear 6,4% (5,5% în 2010). O atenţie deosebită se va da căilor de reducere a consumului (prin tehnologii energetice eficiente, iar în cazul apei se va urmări atât reducerea consumului, cât şi a poluării) şi a dependenţei (prin diversificarea şi folosirea resurselor alternative şi a furnizorilor, însoţite de o politică de preţ adecvată), apelându-se la educarea consumatorilor (prin folosirea produselor şi tehnologiilor care conduc la economii de resurse şi prin mijloace de comunicare privind creşterea responsabilităţilor acestora).

4) Provocarea schimbărilor climatice. Sunt menţionate trei direcţii principale şi anume: creşterea cu 16% a emisiilor totale de CO2 (care vor descreşte cu 14% în ţările dezvoltate, dar se vor mări cu 38% în ţările în curs de dezvoltare), creşterea temperaturii medii globale cu 0,5-1,5oC, descreşterea biodiversităţii, însoţită de fenomene meteorologice extreme. Evoluţia prognozată a temperaturii medii globale este: 14,7oC în 2010, 14,9oC în 2015, 15,1oC în 2020, 15,4oC în 2025, 15,7oC în 2030. Convenţia Cadru a ONU privind Schimbările Climatice (UNFCCC) a estimat că în 2030 ţările în curs de dezvoltare, cele mai afectate de creşterea temperaturii medii globale, vor avea nevoie de 28-67 miliarde USD pentru a se adapta schimbărilor climatice, adică 0,06-0,2% din PIB-ul probabil al acestor ţări. Ecosistemul general şi biodiversitatea sa sunt cruciale pentru omenire, pentru a putea asigura securitatea alimentară, apa curată, protecţia împotriva fenomenelor meteorologice extreme şi necesarul de medicamente. Aceste beneficii au fost estimate a fi între 21 şi 72 trilioane USD pe an, o sumă imensă în comparaţie cu PIB-ul global de 62 trilioane USD în 2009. Preocupările globale vor urmări folosirea noilor oportunităţi de afaceri (ca, de exemplu, mecanismul de dezvoltare curată, CDM, al Protocolului de la Kyoto), reducerea emisiilor de CO2 prin diverse procedee şi gestiunea riscului climatic (prin noi reglementări, chiar cu creşterea costurilor energetice).


55

5) Tehnologie şi inovare dinamice. Ca direcţii principale se menţionează: difuzia cu mare viteză a tehnologiei în toată lumea, inovaţiile vor ajunge să schimbe viaţa oamenilor, în special, în domeniul roboticii şi tehnologiei informaţiei şi cunoaşterii, iar ştiințele vieţii se vor maturiza, datorita cercetării şi dezvoltării. În domeniul energiei se menţionează utilizarea surselor regenerabile, care încep să înlocuiască combustibilii fosili şi tehnologiile de captare şi stocare a dioxidului de carbon. Se vor stabili parteneriate şi o reţea de colaborare globală, se vor urmări tendinţele de evoluţie a ultimilor tehnologii, iar abordarea problemelor va fi simultan divergentă (pentru identificarea de noi idei, perspective şi creativitate) şi convergenţă (pentru găsirea celor mai bune soluţii).

6) Societatea globală a cunoaşterii se va baza pe o competenţă solidă sporită (55% din populaţia lumii va avea cel puţin nivelul de educaţie secundară sau universitară), este de aşteptat ca diferenţele dintre bărbaţi şi femei să se reducă şi se va intensifica lupta pentru talente, în care cererea de persoane calificate va depăşi oferta (unele ţări, în special, cele bogate vor câştiga „creiere”, altele vor pierde). Legăturile globale prin internet vor creşte semnificativ, creându-se un cadru favorabil intensificării activităţilor de cercetare, dezvoltare şi inovare. Va fi deosebit de importantă stabilirea unui management eficient al cunoaşterii, munca va trebui să devină mult mai atractivă pentru femei, se va îmbunătăţi strategia globală de angajare, mai ales prin atragerea talentelor.

7) Împărţirea responsabilităţii globale va însemna o deplasare către cooperarea globală, prin care naţiunile lumii vor participa cu mai multă responsabilitate, vor creşte în mod semnificativ numărul şi influenţa organizaţiilor neguvernamentale naţionale şi transnaţionale, iar atitudinile filantropice vor înregistra un număr mai mare de donaţii, schimbându-se efectiv şi filosofia de a oferi. Acţiunile globale vor urmări folosirea oportunităţilor de afaceri care rezultă din cooperarea globală, stabilirea unui management etic de abordare favorabil tuturor grupurilor de interese, optimizarea cooperării cu sectorul nonprofit.

Studiul firmei Roland Berger Strategy Consultants, deşi are o bază de informaţii extrem de solidă şi diversă, atrage totuşi atenţia că prevederea viitorului este dificilă, că evenimentele neprevăzute pot juca un rol foarte important, chiar minţile cele mai strălucite pot greşi, iar invenţiile tehnologice pot schimba orice.


56

4. ADAPTAREA ENERGETICII ROMÂNEŞTI LA PROVOCĂRILE EUROPENE ŞI A CELOR GLOBALE

4.1. Contextul românesc actual cu privire la emisiile de gaze cu efect de seră

Întrucât una din principalele provocări ale sectorului energiei o reprezintă adaptarea lui la necesitatea reducerii amprentei de carbon, în cadrul acestui capitol se analizează situaţia acestui sector în relaţie cu mecanismele Protocolului adecvate Schema EU ETS a fost transpusă la nivel naţional – în principal – prin HG nr. 780/2006 privind stabilirea schemei de comercializare a certificatelor de emisii de GES, completată prin:

HG nr. 658/2006 privind reorganizarea Comisiei Naţionale privind Schimbările Climatice (CNSC);

Ordinul nr. 1122/17.10.2006 pentru aprobarea Ghidului privind utilizarea mecanismului de implementare în comun (JI) pe baza modului II (art. 6 al Protocolului de la Kyoto);

HG nr. 1570/ 2007, care înfiinţează sistemul naţional pentru estimarea nivelului de emisii antropice de gaze cu efect de seră (SNEEGES), rezultate din surse sau din reţinerea prin sechestrare a dioxidului de carbon;

Ordinul nr. 1897/29.11.2007 pentru aprobarea procedurii de emitere a autorizaţiei privind emisiile de GES pentru perioada 2008-2012;

Ordinul nr. 1768/200 privind procedura de acreditare a organismelor de verificare;

Ordinul nr. 85/2007 pentru aprobarea Metodologiei privind elaborarea Planului Naţional de Alocare;

Ordinul nr. 1376/29.10.2008 pentru crearea inventarului emisiilor de GES;

Ordinul nr. 1474/18.11.2008 pentru procedura de arhivare şi stocare a datelor, Regulamentul privind gestionarea şi operarea Registrului Naţional;

HG nr. 60/2008 privind aprobarea Planului Naţional de Alocare (PNA) privind certificatele de emisii de GES pentru perioadele 2007, 2008-2012;

Ordinul nr. 1170/29.09.2008 pentru aprobarea Ghidului privind adaptarea la efectele schimbărilor climatice (GASC);

Ordinul nr. 297/21.03.2008 privind aprobarea Procedurii naţionale privind utilizarea mecanismului JI pe baza modulului I;


57

Ordinul nr. 254/2009 pentru aprobarea Metodologiei privind alocarea certificatelor de emisii de GES din Rezerva pentru instalaţiile nou-intrate pentru perioada 2008-2012 [30].

În prezent, nu există o iniţiativă legislativă sau de reglementare similară pentru orizontul 2013-2020, deşi au existat, transpuse sau create şi implementate, o serie de directive europene, reglementări şi legi menite să îmbunătăţească emisiile de GES. PNA pentru 2007 (ultimul an din Faza I şi primul an al României ca membru al Uniunii Europene, momentul integrării fiind considerat şi momentul începerii obligativităţii implementării schemei pentru România) şi 2008-2012 (Faza II) a fost publicat în prima sa versiune la data de 30 August 2006.

Direcţia generală de acţiune a României cu privire la domeniu este dată, pe de o parte, de Strategia Naţională privind Protecţia Mediului, în care este menţionat şi domeniul schimbărilor climatice, precum şi de Strategia şi Planul de Acţiune privind Protecţia Atmosferei, concentrate pe îmbunătăţirea calităţii aerului. Printre prevederile acestora se numără: implicarea mai activă a României în cadrul programului Intelligent Energy Europe, susţinerea energiilor regenerabile, promovarea eficienţei energetice pentru utilizatorul final şi în cadrul sistemelor de alimentare cu căldură (alături de cogenerare), a se vedea şi capitolele 5 şi 6 ale prezentei lucrări, controlul emisiilor provenite din transporturi, recuperarea energiei din deşeurile organice, introducerea sistemelor integrate de utilizare a terenurilor, elaborarea unui plan de acţiune în domeniul schimbărilor climatice, creşterea gradului de educaţie a publicului cu privire la schimbările climatice, precum şi accesul acestuia la informaţie. Aceste ultime măsuri sunt extrem de necesare, în condiţiile în care un studiu realizat în 2008 de Eurobarometer [31] pentru Comisia Europeană, referitor la atitudinile europenilor cu privire la schimbările climatice, relevă ca schimbările climatice reprezintă a doua cea mai importantă problemă a omenirii, după sărăcie şi lipsa de apă şi hrană. În ceea ce priveşte România doar 85% dintre români consideră schimbările climatice o problemă serioasă, comparativ cu 90% din europeni, iar 23% dintre repondenţii europeni consideră că problematica schimbărilor climatice a fost exagerată (26% la nivel european), iar 27% au răspuns că nu ştiu (9% la nivel european); în privinţa atitudinii active privind această problemă, 38% admit faptul că nu au întreprins personal nimic pentru a lupta cu schimbările climatice, 50% dintre aceştia spun că ar lua măsurile necesare, dacă ar şti care sunt acestea. În legătură cu atitudinea celorlalţi, 66% din repondenţi consideră că sectoarele industriale nu fac îndeajuns de mult pentru a reduce efectele schimbărilor climatice, 69% fac aceeaşi afirmaţie cu privire la cetăţeni, 66% cu privire la autorităţile naţionale şi 51% cu privire la UE.


58

Informaţiile centralizate cu privire la statistica emisiilor de GES provin din Registrul Naţional (martie 2009) [30] şi se referă la perioada de până în anul 2007. Conform acestuia, proporţia medie între gazele cu efect de seră în economia României pentru perioada 1989-2007 a fost următoarea: CO2 – 71,39%; CH4 –

17,33%; N2O – 10,70%; HFCs – 0,0028%; PFCs – 0,58%; SF6 – 0,00013%.

După cum se poate observa din cifrele de mai sus, un procent important al GES provine din emisiile de CO2, evoluţia pe parcursul perioadei a emisiilor urmărind evoluţia economiei naţionale, la respectivul moment în perioada de creştere intensivă din punct de vedere energetic. De asemenea, s-a remarcat scăderea în cifre absolute a emisiilor de CO2, ca urmare a scăderii cantităţilor de combustibili fosili utilizaţi în sectorul energetic, consecinţă a declinului în nivelul de activitate al sectorului în cauză. În 2007, nivelul de CO2 (excluzând LULUCF – Land Use, Land Use Change, Forestry, ca şi agricultura şi silvicultura) a fost de 110, 8 milioane tone, faţă de 193,3 milioane tone în 1989, înregistrând o scădere cu 42,64% . Al doilea contributor la emisiile de GES este metanul, în scădere faţă de 1989 cu 44,59% . Acesta provine, în principal, din extracţia şi distribuţia de combustibili fosili şi din zootehnie. Al treilea GES important în economia României este N2O, în scădere cu 54,38% faţă de 1989, emisiile provenind, în principal, din agricultură şi industria chimică. Celelalte GES au un impact neglijabil şi scăderi relevante în perioada considerată, cum este cazul emisiilor de PFC, provenind din producţia de aluminiu, care s-au redus cu peste 80%.

În ceea ce priveşte distribuţia sectorială, Registrul Naţional enunţă faptul că sectorul energetic deţine un procent de 71% din totalul emisiilor la nivel naţional, fiind urmat de agricultură cu 13,8% şi de industrie cu 10,5%, după cum se poate observa din figura nr. 4.1.

Figura nr. 4.1. Repartiţia sectorială a emisiilor de GES în economia României în anul 2010

71,0%

4,6%

13,8%0,1% 10,5%

Energie

Deseuri

Agricultura

Solventi

Industrie

Sursa: ANRE.


59

Deşi ponderile reflectă o importanţă majoră a emisiilor de CO2 din sectorul energie, politicile şi măsurile de reducere a emisiilor la nivel naţional nu fac diferenţe între tipurile de sectoare sau efortul cerut pentru realizarea reducerilor solicitate de UE. Sectoarele care nu sunt monitorizate sub schema ETS se cunosc sub denumirea de non-ETS. O scurtă analiză a ambelor tipuri de sectoare (ETS şi non-ETS) se va prezenta în subcapitolele următoare.

4.2. Eficientizarea utilizării energiei – tendinţa europeană şi necesitatea economiei româneşti

4.2.1. Elemente generale

Atât la nivelul Uniunii Europene, cât şi la acela al statelor membre luate individual, strategiile energetice îşi găsesc obiective comune:

Securitatea în alimentarea cu energie, cu toate aspectele ei legate de dependenţa de importuri de resurse, accesul la pieţe sigure şi posibilitatea de a obţine de pe aceste pieţe resursele necesare la preţuri corecte. Pentru ţările net importatoare (marea majoritate a UE), tendinţa de creştere a dependenţei de importuri, mai ales din zone sensibile, reprezintă un risc major. De aceea, reducerea consumului final de energie prin utilizare inteligentă – deci, prin eficientizare (ceea ce Cartea Albă a UE privind eficienţa energetică numește sugestiv „doing more with less”) – constituie o soluţie convenabilă pentru diminuarea importurilor şi creşterea securităţii în alimentarea cu energie.

Competitivitate a sectorului şi a economiei, în general, se poate realiza doar prin eficientizare şi – astfel – prin diminuarea costurilor, permiţând un răspuns mai flexibil atât pe piaţa internă, cât şi pe plan mondial.

Diminuarea impactului asupra mediului. Eficienţa energetică şi conservarea energiei prin răspunsul comportamental al consumatorului la provocările de mediu şi tendinţa de creştere a preţurilor afectează în comun relaţia economiei cu mediul înconjurător.

În ultimii doi ani, World Energy Council (WEC) pledează pentru cuantificarea efectelor măsurilor de realizare a obiectivelor mai sus menţionate printr-un aşa-numit „indice de sustenabilitate”. Este interesant de remarcat că pe lângă dezideratele anterior enunţate, WEC dă o importanţă majoră şi aspectelor de echitate socială.

Utilizarea inteligentă a energiei de orice fel răspunde la toate aceste obiective pentru ca reducerea presiunii pe partea de consum ajută la creşterea securităţii în alimentarea cu energie la nivelul ţării respective, reducând dependenţa de importuri, măreşte competitivitatea prin reducerea costurilor cu


60

energia şi diminuează impactul asupra mediului. De asemenea, eficientizarea utilizării energiei la nivelul populaţiei, mai ales a celei vulnerabile duce la o mai bună echitate socială.

Cum se poate face acest lucru? În general pe două căi: prin management performant al energiei şi prin eficienţă energetică mărită. Este evident că programele şi tehnologiile la nivel de cerere (demand response), ca şi măsurile de eficientizare a utilizării energiei sunt considerate în ultimii ani ca fiind împreună o soluţie viabilă în asigurarea unor noi opţiuni pentru consumatori în administrarea costurilor cu energia (aspecte de competitivitate şi echitate socială), asigurând – în acelaşi timp – furnizorilor noi opţiuni pentru o alimentare sigură cu energie la costuri rezonabile si cu un impact diminuat asupra mediului.

Beneficiile unei asemenea abordări ar fi: o fiabilitate îmbunătăţită a sistemului, evitarea unor costuri, o eficienţă mai mare a pieţelor de energie, un management îmbunătăţit al surselor, un serviciu mai bun pentru consumator, creşterea competiţiei pe piaţă şi – evident – un impact negativ redus asupra mediului. În statele EU şi din America de Nord, condiţiile crizei şi cele premergătoare acesteia au impulsionat dezvoltarea şi practicarea soluţiilor de folosire eficientă a energiei şi de demand response. Acestea au întâlnit noi provocări în condiţiile în care consumatorii şi-au schimbat poziţia devenind – în unele cazuri – producători şi – de aceea – utilităţile de electricitate au arătat un interes sporit în studierea şi implementarea programelor şi tehnologiilor de răspuns al cererii.

În acelaşi timp, eficienţa energetică ca practică de scădere a cantităţii de energie folosită pentru acelaşi efect util poate duce la creşterea capitalului, securitate naţională, prin scăderea dependenţei de importuri, securitate personală, confort sporit şi – din nou – efect pozitiv asupra mediului.

În situaţia României, „eficientizarea energetică facilitează înlocuirea resurselor fosile cu cele regenerabile micşorând impactul costurilor mai mari ale acestora din urmă, reduce riscurile introduse in sistemul electroenergetic de sursele regenerabile, este întotdeauna o soluţie pentru momentele de penurie energetică şi reprezintă cea mai benignă soluţie din punct de vedere a mediului pentru creşterea performanţei economiei unei ţări”. [29]

Toate studiile de specialitate consideră eficientizarea consumului de energie ca fiind o măsură câştigătoare pe toate planurile, iar investiţiile în acest tip de proiecte ca fiind prioritare. Există însă – în acest sens – niște dificultăţi, în primul rând legate de distorsiunile încă existente la nivelul pieţelor de energie (preţuri reglementate sau impuse de contracte încheiate în condiţii necompetitive, subvenţii etc.). Pe de altă parte, simpla analiză economică nu este suficientă


61

pentru că nu ia în considerare internalizarea externalităţilor aferente economiilor de energie. De aceea, eficientizarea devine interesantă dacă se face o analiză cost-beneficiu. Ca o concluzie, considerăm că investiţiile în eficienţă energetică pentru reducerea cu 20% a consumului faţă de business-as-usual trebuie să fie prioritare, apoi urmând cele în noi unităţi de producere.

4.2.2. Importanţa noilor tehnologii în eficientizarea utilizării energiei

Revoluţia o reprezintă apariţia aşa-numitelor reţele inteligente (smart grids), a căror importanţă este recunoscută din ce în ce mai mult, deoarece reţelele adecvate, fiabile şi integrate reprezintă o cerinţă esenţială în scopul realizării obiectivelor Uniunii Europene. Dezvoltarea infrastructurii energetice nu numai că va permite Uniunii să realizeze o piaţă internă, dar va întări securitatea în alimentare, integrarea surselor regenerabile, creşterea eficienţei energetice şi permite consumatorilor să beneficieze de noile tehnologii şi să folosească în mod inteligent energia.

În acest context, reţelele electrice trebuie modernizate pentru a suporta cererea crescută de energie, mai ales a celei electrice datorită folosirii ei în din ce ce mai multe aplicaţii: pompe de căldură, vehicule electrice, celule de combustie şi hidrogen, echipamente de comunicaţie şi de prelucrare a datelor etc.

Reţelele trebuie – de asemenea – extinse şi actualizate tehnologic pentru a permite integrarea pieţelor şi menţinerea (sau chiar mărirea) nivelurilor existente de securitate a sistemului. Un motiv în plus ar fi transportul şi echilibrarea electricităţii produse de sursele regenerabile, cu atât mai mult cu cât se aşteaptă ca aceasta se va dubla până în 2020. O pondere importantă din capacităţile de producţie va fi concentrată în locaţii îndepărtate de centrele principale de consum şi/sau stocare (de exemplu, în România, zona Dobrogei). În Europa, circa 12% din producţia din regenerabile în 2020 va fi din instalaţiile „offshore”, în mod special din Marea Nordului. De asemenea, cantităţi importante vor veni din fermele solare şi eoliene din sudul Europei, respectiv din instalaţii utilizând biomasa din Europa Centrală şi de Est.

Folosind reţele inteligente şi interconectate (incluzând stocare de mare capacitate), costul electricităţii produsă din surse regenerabile poate fi scăzut semnificativ, iar eficienţa poate fi mărită la nivel paneuropean. În afara acestor scopuri pe termen scurt, reţelele electrice şi de gaze trebuie să evolueze în mod fundamental pentru a permite schimbarea către un sistem electric decarbonatat în orizontul anului 2050, susţinut şi de noi tehnologii de stocare şi de transport la


62

înaltă tensiune şi pe distanţe foarte mari care pot suporta chiar cote şi mai mari de regenerabile din UE şi din afara ei (de exemplu, din nordul Africii).

În acelaşi timp, aşa cum se exprimă Direcţia Generală Energie [32], „reţelele trebuie să devină şi mai inteligente” pentru ca „atingerea ţintelor de eficienţă şi privind regenerabilele nu va fi posibilă fără mai multă inovare şi inteligenţă în reţele atât la nivel de transport cât şi de distribuţie, în particular, prin tehnologii de informare şi comunicare”. Acest lucru este esenţial în realizarea managementului consumului de energie şi a altor servicii energetice pe care le poate realiza o reţea inteligentă. La aceste avantaje se mai pot adăuga: o mai mare transparenţă privind măsurarea şi facturarea, posibilitatea de control şi reglaj a aparaturii casnice pentru a economisi energie, facilitarea generării descentralizate de electricitate şi reducerea costului.

4.2.3. Politici şi tendinţe privind eficienţa energetică în UE-27

Sub egida ADEME (Agenţia de Eficienţă Energetică şi Mediu a Franţei) şi a Programului Energy Inteligent Europe, în 2009 s-a realizat un studiu privind politicile şi tendinţele în domeniu pentru 29 de ţări cuprinzând cele 27 ale Uniunii Europene plus Norvegia şi Croaţia. S-au folosit bazele de date generate de echipele naţionale cuprinzând indicatorii de tip ODYSSEE [47] şi baza de date MURE [48]. Ambele instrumente sunt folosite de către Comisia Europeană în monitorizarea şi evaluarea rezultatelor Directivei pentru servicii energetice (D 2006/32/CE) și sunt folositoare și în condițiile aplicării noii Directive pentru eficiența energetică și cogenerare.

Rezultatele exerciţiului arată ca eficienţa energetică la nivelul consumatorului final s-a îmbunătăţit în medie cu 13% între 1996 şi 2007 în ţările membre ale UE-27. Această reducere s-a concretizat în circa 160 Mtep, din care jumătate în industrie. Emisiile echivalente de CO2 au scăzut cu 0,3%/an începând din 1990, în mod special din 1990 până în 2004 (–1,6%/an). Aproape 40% din această reducere este datorată substituţiei de combustibil cu factori mai mici de emisie, restul fiind datorat scăderii intensităţii energetice.

În multe ţări şi sectoare, a fost resimţită o încetinire în progres începând din 2000, ceea ce este explicat parţial printr-o creştere economică încetinită (efectul ciclicităţii economiilor). În această perioadă performanţele atinse de diferitele ţări au variat între 2 şi 20%.

Decuplarea dintre cererea de energie şi activitatea economică continuă: începând din 1990, consumul de energie a crescut la numai o treime din rata de creştere a PIB. În perioada 2004-2007 s-a înregistrat o încetinire chiar mai mare


63

spre o decuplare aproape totală. În schimb, energia electrică a crescut din 1990 cu trei sferturi faţă de creşterea PIB, încetinind la aproape 60% din creşterea PIB în intervalul 2004-2007.

Schimbările structurale au avut o influenţă marginală asupra reducerii de consum final şi explică doar 10% din această reducere între 1990 şi 2007 pe totalitatea ţărilor actual membre ale UE-27. Studiul consideră că doar în ultimii ani s-au introdus noi politici de eficienţă energetică cu adevărat eficiente, cuprinzând măsuri cum ar fi Directiva pentru performanţele clădirilor (D 2010/31/CE), cea pentru ecodesign (D 2010/30/CE), strategiile de îmbunătăţire a performanţelor şi de reducere a emisiilor de CO2 pentru autovehicule, cea pentru servicii energetice (D 2006/32/CE) etc.

Bazat pe aceste acte, politicile de eficienţă energetică au prezentat o dinamică puternică, dar diferită pentru fiecare stat membru al UE. Ele au dovedit un impact crescut la nivel naţional, având însă efecte diferite de la sector la sector. În timp ce măsurile impuse de UE reprezintă deja circa o treime din toate măsurile din sectorul residenţial şi în măsurile generale trans-sectoriale, ele sunt încă slabe în transport, industrie şi în sectoarele terţiare.

Încă mai rămân multe de făcut pentru atingerea ţintei de 20% reducere a consumului de energie în UE şi încă mai sunt dezbateri privind principalele instrumente pe care le-ar putea folosi ţările membre (de exemplu, modul în care se pot combina politicile coercitive cu cele voluntare, problema certificatelor albe, a taxei pe energie etc.).

Se consideră că încă există un potenţial important de eficienţă energetică care poate fi accesat prin măsuri noi şi mai puternice şi – în acest fel – ţinta de 20% să fie atinsă aşa cum rezultă prin simulări folosind programul MURE chiar în condiţii foarte conservatoare privind preţurile energiei. Acest lucru solicită totuşi o abordare ambiţioasă, ceea ce nu a fost cazul în ultima decadă cu întârzieri în apariţia sau adaptarea unor directive specifice, cum ar fi Directiva pentru performanţele clădirilor care a aşteptat actualizarea încă din 2002. În plus, s-a exprimat necesitatea unei noi Directive pentru servicii energetice şi cogenerare, a cărui probabil conținut va fi discutat în cadrul subcapitolului 4.2.7.

În România, adaptarea la cerinţele noilor reglementări ale UE va fi încă mai dificilă, având în vedere situaţia de la care s-a plecat, dar mai ales, paşii înapoi făcuţi prin comasarea singurei entităţi responsabile cu diseminarea şi aplicarea politicilor de eficienţă energetică, ARCE, în structura autorităţii de reglementare a domeniului de producere, transport, distribuţie şi furnizare a gazelor şi energiei electrice, ANRE.


64

4.2.4. Situaţia României

Din nefericire, România are încă o intensitate energetică mai mare decât celelalte ţări din UE, mai ales calculată la cursul de schimb. Figurile nr. 4.2 şi nr. 4.3 prezintă o asemenea comparaţie atât pentru energia primară, cât şi pentru energia electrică, la nivelul anilor 2004 şi 2005 [42], iar valorile până în 2010 sunt date în tabelul nr. 2.9.

Figura nr. 4.2. Comparaţia intensităţii energiei primare calculate la cursul de schimb, respectiv la paritatea puterii de cumpărare la nivelul anului 2005 [30]

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

Romania2005

UE 25 UE 27

Intensitatea energetica a Romaniei in comparatie cu UE

dupa rata deschimb

dupa puterea decumparare

Sursa: lucrarea [42].

Tabelul nr. 4.1. Efectele îmbunătăţirilor de eficienţă energetică la consumatorul final

2016 2020 Reducere (faţă de anul 1990): Cerere de energie finală, milioane tep Emisii de CO2, milioane tone CO2 Reducerea de CO2 faţă de emisiile din 1990*

86 275

6,8%

124 393

9,7%

Reducerea emisiilor de CO2 sub valoarea din 1990 3,6% 4,6% * Valoarea reprezintă, de asemenea, emisiile de CO2 evitate, inerente referinţei până în anul 2020. Sursa: lucrarea [42].

Evident reducerea acestui indicator are o singură soluţie multiplă: fie reducerea consumului final, fie o valoare mai mare a produsului intern brut, fie o combinaţie a celor doi indicatori. Conform Planului Naţional de Acţiune al ţării noastre [42], ţinta intermediară de economisire a energiei consumate la nivelul consumatorului final, stabilită în România pentru anul 2010, era de 940 mii tep, ceea ce corespunde unui procent de 4,5% din media anilor 2001-2005.


65

La stabilirea ţintei s-a avut în vedere potenţialul de economii de energie din România, pe sectoarele economiei din sfera de acţiune a Directivei 2006/32/CE respectiv industrie, alte ramuri decât cele incluse în Planul Naţional de Acţiune, rezidenţial, terţiar şi transporturi. La acea etapă, referinţa a fost anul 2001, iar valorile potenţialului economic sunt date în tabelul nr. 4.2, preluat din lucrarea [42], a cărei sursă iniţială este Strategia Energetică a României pentru perioada 2007-2020 [43]. Între timp, prin apariţia Pachetului Legislativ Energie-Schimbări Climatice, ţinta s-a modificat la reducerea consumului final de energie cu 20% la nivelul anului 2020 faţă de situaţia business-as-usual. Mai mult decât atât, în iunie 2012, s-a ajuns la un compromis privind apariţia unei noi Directive care să înglobeze eficienţa energetică şi cogenerarea. Conform acesteia, ţinta globală a Uniunii rămâne aceeaşi, dar – din cauza constatării că ţinta este întârziată – se stabilesc cerinţe şi instrumente de sprijin suplimentare.

Problema fundamentală legată de noua Directivă care va fi aprobată în octombrie 2012 o reprezintă necesitatea introducerii şi aplicării unor scheme de obligaţii de reducere a consumului de energie finală de către furnizorii şi distribuitorii de energie. Una dintre posibilităţi o reprezintă schema „certificatelor albe” care funcţionează deja în unele ţări ale UE, dintre care cele cu rezultatele cele mai notabile sunt Franţa şi Marea Britanie. O asemenea schemă este însă dificil de aplicat în România din cauza complicaţiilor administrative şi – mai ales – a cheltuielilor suplimentare care o însoțesc.

În plus, România trebuie să-şi stabilească o ţintă de reducere a consumului astfel încât – pe întreaga Uniune Europeană – să se poată realiza ţinta globală de 20% faţă de situaţia business-as-usual.

Măsurile de îmbunătăţire a eficienţei energetice incluse în primul Plan Naţional de Acţiune în domeniul Eficienţei Energetice (PNAEE) se înscriu în următoarele categorii:

Reglementări; Informare şi măsuri legislative (campanii de informare, audit energetic); Acorduri voluntare şi instrumente de cooperare (companii industriale, acorduri pe termen lung); Servicii energetice pentru economii de energie (finanţare cu a treia parte, contracte de performanţă energetică); Instrumente financiare (subvenţii, scutirea de taxe la eliberarea autorizaţiei de construire pentru efectuarea lucrărilor de reabilitare termică, cofinanţarea lucrărilor); Mecanisme de eficienţă energetică şi alte combinaţii între celelalte subcategorii (fonduri de eficienţă energetică).

De asemenea, PNAEE mai cuprinde: măsuri orizontale şi trans-sectoriale, cum ar fi: transpunerea în legislaţia naţională a prevederilor Directivei 2006/32/CE şi a Directivei 2005/32/CE), campanii de informare, scheme de


66

finanţare preconizate a se derula în parteneriat cu instituţii financiare internaţio-nale, în mod special cu Banca Europeană de Reconstrucţie şi Dezvoltare (BERD).

Care sunt sectoarele economice considerate importante de Planul Naţional de Acţiune şi unde se propun acţiuni concrete?

Tabelul nr. 4.2. Potenţialul economic (eficient din punctul de vedere al costurilor) de economii de energie, în anul 2001

Sectorul

Potenţialul mediu de economii de energie, estimat

ca procent din consum (%)

Valori maximale pentru potenţialul de economii de

energie (mii tep/an)

Industrie 13,0 1590 Rezidenţial 41,5 3600 Transport şi comunicaţii 31,5 1390 Terţiar 14,0 243 Total 100,0 6823

Sursa: Strategia Energetică a României pentru perioada 2007-2020.

În primul rând, sectorul industrial, care este considerat un sector cu un important potenţial de economisire. Principalul instrument identificat printr-un studiu SAVE („Scheme şi măsuri pentru implementarea în România a unor acorduri pe termen lung specifice pentru industrie”), desfăşurat în perioada 2000-2001, a fost identificat ca fiind acordurile voluntare, ca unul dintre cele mai eficiente instrumente pentru a obţine angajarea industriei în creşterea eficienţei energetice. Conform PNAEE, un impact important se poate obţine, de asemenea, prin activităţi de management energetic, însoţite de investiţii în echipamente de măsură şi control privind consumul de energie [42].

Pentru sectorul transporturilor măsurile de economisire a energiei se referă la promovarea utilizării biocarburanţilor, dar şi la modernizări ale trenurilor de călători şi de marfă şi a metroului. Pe de o parte, biocarburanţii nu sunt în sine o măsură de eficienţă energetică, ci una direct de reducere a emisiilor de CO2, iar ţintele legate de biocarburanţi constituie obiectul Directivei 2009/28/CE, fiind tratate în capitolul de surse regenerabile. În schimb, modernizarea parcului de transport terestru, ca şi o regândire a managementului traficului pot constitui măsuri eficiente.

În sectorul rezidenţial, programul de reabilitare termică a clădirilor multi-etajate va continua şi va crea economii de energie şi de reducere a costurilor pentru populaţie. După cum s-a arătat mai sus, în întreaga Uniune Europeană sectorul rezidenţial are cel mai mare potenţial de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră, iar în România, rezolvarea problemelor legate de vechile blocuri de apartamente are puternice conotaţii sociale. De asemenea, introducerea


67

certificatului de performanţă energetică, începând din anul 2007, pentru clădirile publice şi pentru cele nou construite, iar începând din anul 2010, şi pentru locuinţele unifamiliale şi apartamentele din blocurile de locuinţe existente care sunt vândute sau închiriate constituie un instrument puternic în favoarea îmbunătăţirii performanţelor energetice ale parcului rezidenţial.

Măsurile primului Plan de Acţiune sunt încă valabile însă unele dintre ele ar trebui augmentate sau lărgite. De exemplu, România şi-a îmbunătăţit schema de finanţare a modernizărilor termice a clădirilor ajungând la o structură convenabilă pentru proprietarii de apartamente doritori de a le reabilita termic şi a lansat un program naţional încă din 2007 a cărei structură a fost concepută iniţial conform schemei simple: 50% – Ministerul Dezvoltării Regionale şi Locuinţei, 30% – autorităţile locale şi 20% – asociaţiile de locatari. Structura iniţiala s-a diversificat în timp, fiind diferenţiată în funcţie de autoritatea locala implicată.

Pe lângă măsurile sectoriale şi transsectoriale discutate în Planul de Acţiune, autorii consideră că ar mai trebui luate în considerare şi altele, în coerenţă cu noua Directivă de servicii energetice (EE şi cogenerare):

Stabilirea unei scheme de certificate „albe” conformă cu cea din ţări cu experienţă (de ex. Franţa) care să impună cote de reducere a consumului la clienţi prin acţiuni realizate de către furnizorii şi distribuitorii de energie. O asemenea schemă presupune înfiinţarea unei pieţe specifice de astfel de certificate, iar România are deja un operator de piaţă experimentat care are platforme de tranzacţionare pentru astfel de pieţe (utilizate la comercializarea certificatelor verzi).

Un Program cu ţinte anuale precise pentru modernizarea energetică a clădirilor guvernamentale. Noua Directivă va impune o rată anuală de modernizare pentru minim 3% din suprafaţa clădirilor publice, deci bugetele autorităţilor locale şi a celor centrale trebuie să cuprindă fondurile necesare.

Dezvoltarea unui cadru favorabil pentru extinderea activităţii companiilor de servicii energetice (ESCO), ca şi îmbunătăţirea mediului legal care să permită municipalităţilor să folosească aceste servicii.

Găsirea unor scheme financiare inovatoare care să convertească economiile de energie (mai ales în cazul autorităţilor centrale şi locale unde apar dificultăţi suplimentare) în flux monetar, luând în considerare variaţia bugetului de la an la an.

Extinderea schemelor de etichetare pentru toate tipurile de aparate consumatoare de energie.


68

4.2.5. Impactul recentei legislaţii europene privind eficienţa energetică asupra economiei româneşti

După cum s-a mai arătat, Pachetul al treilea al pieţelor de electricitate şi gaze are influenţe instituţionale asupra întregului sector energetic. În schimb, Pachetul legislativ energie – schimbări climatice are influenţe directe asupra investiţiilor viitoare şi este important pentru obiectul prezentului studiu. Plecând de la constatarea că ţinta iniţială de eficientizare a utilizării energiei nu se poate realiza cu actualul cadru legislativ, noua propunere de Directivă de servicii energetice (ESD) care înlocuieşte Directiva 2006/32 este – inevitabil – mai ambiţioasă, deoarece impune o ţintă mai strânsă şi anume reducerea consumului de energie la nivelul Uniunii cu 20% faţă de aşa-numitul business-as-usual.

După dezbateri lungi, la 13-14 iulie 2012, s-a ajuns la un compromis final asupra formei acestei Directive. Principalele previziuni ale Directivei sunt:

a) în privinţa ţintelor: până în aprilie 2013, fiecare stat membru trebuie să-şi stabilească o ţintă

indicativă pentru 2020; până în iunie 2014, Comisia Europeană trebuie să raporteze dacă aceste

ţinte evaluate global va permite UE să atingă ţinta agregată; se stabileşte pentru prima dată această ţintă globală, ea fiind: 1.474 Mtoe

pentru consumul de energie primară, respectiv 1.078 Mtoe pentru consumul final de energie;

dacă ţinta finală nu se poate realiza din ţintele individuale ale statelor, Comisia Europeană va propune măsuri adiţionale.

b) în privinţa rolului statului: statele membre trebuie să renoveze anual 3% din suprafaţa clădirilor

guvernamentale; statele membre pot folosi veniturile obţinute din unităţile alocate de

emisii (AAU) conform cu Decizia No. 406/2009/EC; c) în legătură cu schemele de obligaţii: în conformitate cu art. 6, fiecare stat membru trebuie să stabilească o

schema de eficientizare energetică obligatorie; schema trebuie să asigure ca distribuitorii şi companiile care comercia-

lizează energie să realizeze economii la consumatori, astfel încât să se atingă ţinta până la 31 decembrie 2020;

se stabileşte o ţintă anuală indicativă de minim 1,5%; statele membre pot stabili o schemă de certificate;


69

d) în legătură cu serviciile energetice: statele membre trebuie să disemineze informaţii asupra contractelor de

eficienţă energetică şi privind companiile de servicii energetice, încurajând dezvoltarea etichetării energetice;

distribuitorii şi furnizorii de energie nu trebuie să împiedice dezvoltarea pieţelor de servicii energetice;

e) privind monitorizarea şi raportarea: în fiecare an, statele membre trebuie să realizeze un raport ca parte a

Planului Naţional de Acţiune pe trei ani; Comisia Europeană va monitoriza impactul noii Directive.

În afara acestei directive şi a celor legate de utilizarea regenerabilelor, a colectării şi stocării CO2, pachetul va fi completat cu următoarele acte normative direct legate de eficientizarea consumului energetic:

directiva asupra cerinţelor eficienţei energetice pentru cazane, frigidere şi balastul lămpilor fluorescente;

directiva asupra etichetării sobelor electrice, aparatelor de aer condiţionat şi a altor aparate electrocasnice;

reglementarea etichetării cu Steaua Energetică (Energy Star) pentru echipamentul de birou. Ele arată, de altfel, şi principalele direcţii considerate prioritare de Comisia Europeană. Directiva 2006/32/CE privind eficienţa consumului final de energie şi serviciile energetice a fost transpusă în legislaţia românească prin OUG 22/2008, dar celelalte acte normative, care sunt în faza de preparare, vor trebui adaptate.

Pe de altă parte, realizarea economiilor de energie presupune costuri aferente în diversele sectoare unde se realizează aceste eforturi. Marele avantaj al măsurilor de eficienţă energetică îl constituie existenţa şi a unor categorii de măsuri de tip „fără costuri”, respectiv „cu costuri reduse”. Pentru celelalte măsuri, se consideră eficiente doar proiectele cu o rată internă de recuperare a investiţiei de cel puţin 15%. De aceea, este foarte riscant să avansăm o cifră privind investiţiile necesare pentru realizarea economiilor considerate mai sus, însă valori de 4-5 miliarde euro 2008, respectiv 6,4 miliarde euro 2012, avansate de lucrările [45], respectiv [46], pentru întreaga perioadă până în anul 2020 sunt plauzibile. O posibilă metodă de tip top-down pentru determinarea valorii acestor investiţii este prezentată în subcapitolul 8.2 al prezentului studiu.

În esenţă, comparând cifrele economiilor şi ale investiţiilor, rezultă clar avantajul acestui tip de măsuri. De aceea, autorii prezentului studiu pledează pentru folosirea instrumentului eficienţei energetice pentru o mai bună utilizare a energiei în comparaţie cu investiţiile în noi capacităţi de producţie. Trebuie totuşi


70

remarcat că şi investiţiile în noi capacităţi îşi găsesc locul, dar numai după ce cererea a fost redusă în mod economic prin măsuri de conservare a energiei. Aceasta este abordarea din prezenta lucrare, valorile investiţiilor necesare în sectorul energiei electrice bazându-se doar pe consumul considerat redus cu 20% prin măsurile de eficienţă.

În concluzie, pentru a răspunde la întrebarea dacă investiţiile pentru modernizarea economiei sunt mai eficiente decât cele pentru capacităţi energetice considerăm că trebuie să fie clare următoarele lucruri:

a) La ratele interne de recuperare a investiției admise în calcul (subcapitolul 8.2) pentru proiectele de eficienţă energetică (RIR > 12%), aceste investiţii sunt mai rentabile decât cele pentru noi capacităţi energetice;

b) După reducerea cu 20% prin eficienţă energetică a cererii de energie până în 2020 faţă de tendinţa actuală, încă mai există un necesar important de noi capacităţi mai ales prin retragerea din exploatare a unităţilor a căror durată de viaţă este depăşită şi prin îndeplinirea obligaţiilor privind atingerea ţintei de 24% pentru sursele regenerabile;

c) Acest necesar suplimentar este luat în considerare la calculul restului de investiţii (capitolul 6), astfel încât în studiu s-a calculat influenţa numai a acestor investiţii asupra dezvoltării economice a ţării şi asupra inflaţiei;

d) Rezultă că este logic ca întâi să se realizeze investiţiile în eficienţă energetică şi apoi cele pentru noi capacităţi. Realitatea însă este alta din mai multe motive:

eficienţa energetică nu se poate realiza decât printr-un număr foarte mare de proiecte de magnitudine restrânsă, dar într-un interval mare de timp;

noile capacităţi se realizează prin proiecte intensive din punct de vedere al capitalului, cu scheme complicate de finanţare, cu garanţii specifice, deci solicită durate şi mai mari de realizare;

noile capacităţi de producere a energiei se vor realiza numai prin tehnologii mai eficiente, deci şi ele pot fi considerate ca proiecte de eficienţă energetică;

de aceea, nu se poate face o înseriere, iar cele două tipuri de investiţii trebuie realizate în paralel pe tot intervalul de timp luat în considerare.

e) În concluzie, concurenţa între cele două tipuri de proiecte nu este total justificată şi se dovedeşte în unele cazuri nerealistă, iar întrebarea nu poate avea decât acest răspuns complex. Acesta este şi motivul pentru care în prezentul studiu s-au făcut ipoteze cât mai realiste (după părerea autorilor) privind eşalonarea investiţiilor pentru noile capacităţi pe tot intervalul de timp până în anul 2020. Similar, sunt eşalonate şi proiectele de eficientizare (a se vedea subcapitolul 8.1).


71

4.3. Comparaţii calitative cu câteva state membre ale UE

4.3.1. Politici investiţionale în sectoarele energiei din statele membre ale UE. Comparaţie calitativă cu România

Politicile comune la nivelul Uniunii Europene, derivate din pachetele legislative ale pieţelor de energie electrică şi gaze, respectiv energie – schimbări climatice, uniformizează obiectivele de dezvoltare ale sectoarelor energie ale statelor membre prin stabilirea unor ţinte comune (a se vedea, de ex. Comunicarea Comisiei către Parlamentul European COM (2011) „O Europă eficientă din punctul de vedere al utilizării resurselor”, cunoscută şi drept Strategia Europa 2020). Conform acesteia, crearea cadrului de politici presupune: consolidarea siguranţei necesare investiţiilor şi inovărilor, crearea unui acord privind viziunea pe termen lung şi garantarea faptului că toate politicile relevante integrează, echilibrat, utilizarea eficientă a resurselor.

Cu toate acestea, situaţia de plecare a acestor state, ca şi potențialul şi structura sistemelor lor energetice fac ca prioritățile de dezvoltare şi – implicit – politicile investiţionale să fie diferite. În plus, gradul de acoperire cu resurse interne şi – implicit – gradul de dependenţă de importuri. România este în acest sens favorizată, lucru care se vede şi din figura nr. 4.3.

Figura nr. 4.3. Raport între importul net şi consumul intern brut plus rezerve [49]

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

EU 27 Romania

Sursa: AIE.

Însă la o analiză atentă se poate constata că există similitudini între unele dintre ele, iar România nu face excepţie.

Trebuie remarcat că respectiva comparaţie poate fi făcută doar calitativ, deoarece adevăratele valori ale investiţiilor nu sunt dezvăluite din motive legate de confidenţialitatea unor cifre, mai ales din proiectele investiţionale private. De


72

altfel, la momentul realizării prezentului studiu, chiar Comisia Europeană încearcă să promoveze un act normativ care să impună statelor membre obligativitatea raportării anuale a acestor investiţii din sectorul energetic şi – în acest fel – să permită Comisiei o monitorizare superioară şi o urmărire mai strânsă a obiectivelor din acest sector în perspectiva realizării unei politici energetice comune. În acest moment, propunerea se află la Parlamentul European, unde există păreri pro şi contra, inclusiv din partea unor europarlamentari români. Chiar în cazul aprobării de către Parlamentul European a actului legislativ respectiv, datele vor fi confidenţiale şi vor fi prelucrate doar de către Comisie şi nu de public. De aceea, în cadrul prezentului studiu propunem o analiză calitativă şi nu cantitativă a politicilor investiţionale în ţările europene.

În Strategia Europa 2020, se specifică principalele căi de urmat pentru atingerea obiectivelor, căi care practic definesc direcţiile investiţionale prioritare, și anume:

creşterea eficienţei energetice (atât la nivel de consum, cât şi la nivelul producerii de energie);

dezvoltarea surselor regenerabile de energie; creşterea ponderii gazelor naturale; utilizarea cărbunelui „curat” prin tehnologiile de captare şi stocare a

CO2 şi a altor tehnologii emergente; utilizarea energiei nucleare. Problematica eficienţei energetice este tratată în subcapitolul 4.2, iar în

capitolul 2 se face o comparaţie între intensităţile energetice ale diferitelor State Membre faţă de România (tabelele nr. 2.8 şi nr. 2.9).

În privinţa dezvoltării surselor regenerabile de energie, lucrarea [50] prezintă o comparaţie între gradul mediu de utilizare în producerea de energie electrică în UE-27 faţă de România (figura nr. 4.4), iar lucrarea [51] face o anchetă a tipului de tehnologii preferate de investitorii europeni în proiecte de utilizare a surselor regenerabile. Rezultă că cele mai atractive proiecte de investiţii energetice la nivelul Uniunii Europene sunt pentru următoarele tehnologii (procentajele însumate exced 100% pentru că repondenţii au putut specifica mai multe variante simultan): i) fotovoltaice (42% dintre repondenți plasează aceste proiecte drept prioritare); ii) proiecte eoliene (36%), respectiv iii) eficienţa energetică (32%). Urmează biomasă/biogaz (19%), geotermal (6%), hidro (4%) şi altele.

În perspectivă, până la orizontul 2020, peste jumătate dintre repondenţi au declarat că portofoliul lor de proiecte este dedicat regenerabilelor [51], ceea ce


73

arată că tendinţa este clar în favoarea acestui tip de investiţii. Ţintele pachetului legislativ energie–schimbări climatice şi instrumentele de sprijin ale acestor tehnologii (feed-in-tariff sau certificatele verzi) reprezintă motoarele pentru aceste decizii. România nu face excepţie de la acest lucru, ba chiar se pare că sprijinul dat prin numărul mare de certificate este prea generos, ceea ce poate duce la o reevaluare a acestui număr pentru a se evita supracompensarea.

Figura nr. 4.4. Energia electrică din surse regenerabile ca procentaj din energia electrică produsă

0%

5%10%

15%

20%

25%30%

35%

40%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

EU 27 Romania

Sursa: AIE. În ceea ce priveşte utilizarea gazului natural, trecerea după 2013 spre

eliminarea graduală a alocărilor gratuite de emisii de gaze cu efect de seră pentru instalaţii mari de ardere conform schemei ETS defineşte o tendinţă de înlocuire a lignitului şi cărbunelui cu gazul natural datorată avantajului acestui combustibil în ceea ce priveşte impactul asupra mediului. Această tendinţă este frânată de două aspecte: creşterea sigură a preţului şi depletarea rezervelor la nivelul Uniunii, lucru întâlnit şi în cazul României.

Dintre noile tehnologii, cele de captare şi stocare a CO2 (care presupun prevenirea eliminării în atmosfera a unei mari cantităţi de CO2 din arderea combustibililor fosili în centrale termoelectrice sau din alte instalaţii de ardere, transportarea acestuia şi stocarea lui în formaţiuni geologice) par cele mai interesante, însă au şi câteva dificultăţi în aplicare. Dintre acestea cele mai vizibile sunt: tehnologia – deşi este aplicată în câteva proiecte demonstrative din Norvegia, Algeria, Statele Unite şi Canada, ca şi proiecte de viitor din Uniunea Europeană – este încă imatură şi de aceea greu de finanţat, este foarte scumpă şi


74

dificil de asigurat. Există şi în România un proiect de acest tip pentru unul din grupurile reabilitate ale centralei Turceni.

O altă tehnologie emergentă o reprezintă cea a reţelelor inteligente (smart grids) – un nou concept care încearcă să răspundă provocărilor şi oportunităţilor crescute, aducând beneficii tuturor utilizatorilor reţelelor. Reţelele inteligente se bazează pe o abordare mai prietenoasă faţă de consumatori, pe o largă integrare a surselor regenerabile şi pe generarea distribuită. În acest scop, o reţea inteligentă este o reţea electrică care poate integra inteligent acţiunile tuturor utilizatorilor conectați la ea: generatori, consumatori şi cei cu dublu rol, în scopul asigurării alimentării sustenabile, economică şi sigură a energiei electrice. La nivel european, Comisia a dezvoltat o „Platformă Tehnologică Europeană pentru Reţelele Electrice ale Viitorului”, dar se recunoaşte faptul că Uniunea are de recuperat un handicap tehnologic faţă de Statele Unite. În România s-a constituit o comisie ministerială dedicată acestui subiect, însă progresele sunt încă modeste, deci investiţiile substanţiale în acest tip de tehnologie, deşi sunt necesare, mai au de aşteptat.

Programele nucleare ale ţărilor comunitare au avut de suferit în urma incidentului de la Fukushima. State importante cum ar fi Germania şi Austria practic si-au stopat programele proprii şi au trecut la înlocuirea capacităţilor energetice învechite (inclusiv a celor nucleare) prin extinderea utilizării surselor regenerabile. În schimb, altele ca Franţa, Cehia sau Bulgaria îşi continuă programele nucleare. România face parte din acest grup, iar programul energetic nuclear al României este prezentat în prezentul studiu în capitolul 7. Este de remarcat că în documentele de discuţie postate pe site-urile ministerului de resort, se ia în considerare nu numai continuarea actualului program legat de finalizarea unităţilor din Cernavodă, ci chiar extinderea lui prin analizarea posibilităţii folosirii unei noi filiere.

4.3.2. Analiza calitativă a politicilor investiţionale din unele State Membre în comparaţie cu România

Pentru această comparaţie s-au luat în considerare câteva state membre a căror structură de producţie şi consum, dar mai ales politici de dezvoltare ale sectorului energiei au similitudini cu România. În acest scop, studiul s-a oprit la Republica Cehă, Bulgaria şi Marea Britanie. Datele de bază ale balanţelor energetice sunt preluate din statistica Agenţiei Internaţionale pentru Energie de la Paris considerate pentru acelaşi an (2009) şi prelucrate pentru a se putea face comparaţiile dorite.


75

Republica Cehă

Republica Cehă are o structură a resurselor energetice bazate pe cărbune indigen (este net exportator), nuclear, regenerabile (în special biomasă) şi foarte puţine hidrocarburi şi surse hidro. Situaţia producţiei de surse energetice primare este prezentată în tabelul nr. 4.3.

Tabelul nr. 4.3. Producţia de energie primară a Cehiei (2009)

Producţie Fizică (ktep)

Procentuală (%)

Cărbune 20853 66,84 Ţiţei 275 0,89 Produse petroliere 0 0 Gaze naturale 146 0,46 Nuclear 7114 22,80 Hidro 209 0,67 Alte regenerabile 2577 8,26 Căldura 25 0,08 Total 31199 100

Sursa: date ale Agenţiei Internaţionale pentru Energie (AIE) prelucrate.

Strategia de dezvoltare până în 2020 dezvăluie şi intenţiile privind investiţiile în sector. Plecând de la realitatea că cel mai important component al mixtului de surse primare este cărbunele, un puternic poluant, principala direcţie o reprezintă creşterea ponderii de combustibili „mai curaţi”, pentru că ţara ţinteşte descreşterea emisiilor de CO2 echivalent cu 35% până în 2020 şi cu circa 50% până în 2050. Componenta nucleară se preconizează să aibă o ţintă de creştere până la 25% în 2050, iar regenerabilele vor creşte la nivelul aceluiaşi an la o pondere de 15%. Este interesant – şi trebuie reţinut acest lucru – că, deşi preţul lui va creşte permanent, gazul natural îşi va creşte ponderea până la circa 15% în acelaşi interval. Cea mai importantă unitate va fi un ciclu mixt abur-gaze de 800 MW în zona centrală a Boemiei şi va fi realizată de CEZ. Această tendinţă este oarecum contrarie tendinţei altor ţări din zona Central şi Est Europeană care încearcă o scădere a dependenţei faţă de importurile din Federaţia Rusă, dar este similară României care are de curând o nouă centrală cu acelaşi tip de ciclu şi de capacitate similară (860 MW) folosind gazul natural.

În urma acestor schimbări, ponderea combustibililor solizi şi lichizi va scădea la 20%, respectiv 19% în 2050. În acelaşi timp, capacităţile nucleare se doreşte a fi crescute cu două noi unităţi la centrala Temelin. Această ultimă decizie este însă mult criticată de ţara vecină, Austria, care se opune dezvoltării de noi grupuri nucleare în vecinătate.


76

În privinţa eficientizării utilizării energiei la consumator şi producător, aceasta rămâne o prioritate a ţării, ţinta de acţiune a Cehiei fiind în curs de redefinire conform prevederilor noii Directive pentru servicii energetice şi cogenerare.

Bulgaria

Bulgaria a fost aleasă pentru această comparație deoarece are o situaţie economică similară ţării noastre, are drept combustibil prioritar lignitul de putere calorică mică, ca şi România, are program nuclear şi încearcă să îşi mărească ponderea surselor regenerabile, conform angajamentelor pachetului legislativ energie-schimbări climatice.

În tabelul nr. 4.4 se prezintă producţia de surse primare de energie, conform statisticilor AIE pentru acelaşi an de referinţă 2009.

Tabelul nr. 4.4. Date privind producţia de surse primare în Bulgaria (2009)


Procentuală (%)

Cărbune 4598 46,79 Ţiţei 24 0,24 Produse petroliere 0 0 Gaze naturale 13 0,13 Nuclear 3999 40,70 Hidro 298 3,03 Alte regenerabile 851 8,66 Căldură 42 0,45 Total 9825 100

Sursa: Date statistice AIE prelucrate. Conform Strategiei energetice a Bulgariei (2009-2020) [52], direcţia

sectorului energetic al ţării este clar îndreptată către o dezvoltare mai prietenoasă pentru mediu, „în mod specific spre reducerea de emisii de gaze cu efect de seră”. Se consideră că acest lucru se poate realiza prin: i) folosirea unei cantităţi mai mici de energie, „ceea ce înseamnă o eficienţă energetică îmbunătăţită în producerea şi consumul de energie”; ii) folosirea de energie „mai curată”, ceea ce înseamnă un mixt îmbunătăţit de combustibil prin creşterea ponderii surselor cu mai puţin carbon şi iii) accelerarea progresului tehnologic, inclusiv introducerea noilor tehnologii de „cărbune curat”, ceea ce va contribui şi la limitarea dependenţei Uniunii de importuri.

Ca ţinte privind emisiile de gaze cu efect de seră, Bulgaria este foarte aproape de România: ambele ţări au ţinta de -21% pentru ETS, în timp ce Bulgaria are +20% pentru non-ETS, respectiv România a negociat o limită de +19%.


77

Deciziile strategice de dezvoltare ale Bulgariei sunt grupate în două pachete: 1) pachetul Bridging the gap, respectiv 2) Pachetul Realizing the potential.

Primul dintre aceste pachete are ambiţia să reducă decalajul ţării faţă de ţările dezvoltate ale Uniunii prin trei seturi de politici, care atrag investiţiile corespunzătoare: eficienţa mai mare în generare, transport şi consum al energiei, prin dezvoltarea pieţelor de energie şi prin management performant. Ţinta de eficienţă energetică este deosebit de ambiţioasă: reducerea cu 50% a intensităţii energetice până în 2020 faţă de 2005, făcând în acest fel economii de circa 22 Mtep/an şi reducând dependenţa de importuri, în timp ce ţinta naţională de utilizare a regenerabilelor este pentru 2020 de 16% din totalul consumului brut de energie. Ca măsură adiacentă şi similară României, Bulgaria îşi propune rezolvarea problemei „sărăciei energetice” pentru păturile vulnerabile ale populaţiei.

Pachetul Realizing the potential încearcă să folosească potenţialul de resurse autohtone şi cel geostrategic al poziţiei Bulgariei. În legătură cu primul, se doreşte participarea la mari proiecte comune nucleare şi de regenerabile, în timp ce poziţia geografică ca ţară de tranzit între sursele de hidrocarburi din zona Caspică şi Europa Centrală poate fi folosită pentru realizarea marilor oleo-, respectiv gazoducte. Strategia vorbeşte – în acest sens – de dorinţa de a realiza din Bulgaria un energy hub pentru Europa Centrală şi de Est. Este interesant că aceste dorinţe se găsesc de-a lungul anilor şi în strategiile energetice româneşti.

Marea Britanie

Marea Britanie a fost aleasă din motive legate de structura surselor primare de energie şi pentru că este una din ţările dezvoltate care urmăreşte cu tenacitate realizarea ţintelor autoimpuse privind regenerabilele şi eficienţa energetică.

Ca tendinţe, dintre sursele autohtone de energie, cărbunele şi-a diminuat tradiţionala importanţă încă din anii ’90 şi îşi scade în continuare ponderea în balanţa energetică a ţării din motive legate de eficienţa economică, dar mai ales de necesitatea de a înlătura problemele legate de emisiile de oxizi de sulf şi carbon. Hidrocarburile – mai ales cele gazoase – au constituit forţa motrice a dezvoltării sectorului (fenomen cunoscut sub sloganul Dash for Gas) ceea ce a dus la un boom al centralelor electrice folosind acest combustibil.

Odată cu scăderea semnificativă a rezervelor din Marea Nordului, similar situaţiei rezervelor României, Marea Britanie se îndreaptă spre investiţii în interconexiuni (în mod special cu Norvegia) şi facilităţi de stocare a gazului natural. La nivelul anului 2021, se pare că producţia autohtonă de gaz din Marea Nordului se va reduce la 25% faţă de valoarea din 2005.


78

Tabelul nr. 4.5. Producţia de surse primare de energie în Marea Britanie (2009)


Procentuală (%)

Cărbune 10705 6,74 Ţiţei 70898 44,61 Gaze naturale 53732 33,81 Nuclear 18007 11,33 Hidro 453 0,28 Alte regenerabile 5117 3,23 Căldură 0 0 Total 158912 100

Sursa: Date statistice AIE prelucrate. Energia nucleară joacă un rol important în economia britanică. O serie de

companii străine şi-au exprimat intenţia de a construi noi capacităţi nucleare în Marea Britanie: E.ON, RWE, EdF şi Centrica. Însă, după incidentul de la Fukushima, o parte dintre ele s-au retras, făcând viitorul energeticii nucleare din UK destul de neclar. Cu toate acestea, guvernul Marii Britanii şi-a menţinut interesul pentru acest tip de investiţii, dar anumite regiuni, cum ar fi Scoţia, au instituit un embargou nuclear pe teritoriul lor.

Sursele regenerabile au început să fie considerate de pe la mijlocul anilor ’90, ajungând ca energia electrică produsă de ele să atingă 6,7% din totalul electricităţii, iar în 2011 circa 9,6%. În cadrul acestora, aportul electricităţii eoliene a fost de 37% (capacitate instalată 5,7 GW, Marea Britanie fiind a opta producătoare de electricitate pe bază de vânt din lume), al biomasei de 22%, hidro de 21%, iar biogazul a acoperit 20%. Ţinta naţională privind producerea de electricitate din regenerabile pentru 2020 este de 20% , în timp ce Scoţia – campioana promovării regenerabilelor – şi-a fixat singură o ţintă de 80% pentru acelaşi an. În privinţa eficienţei energetice, Marea Britanie se bazează, conform „Planului de Acţiune în EE” dezvoltat de Departamentul pentru Mediu, Hrană şi Dezvoltare Rurală în 2007 DEFRA [54]), pe măsurile specifice acestora deoarece poate: „rezolva problemele de schimbări climatice prin reducerea emisiilor de dioxid de carbon” şi „asigură energie curată, acceptabilă ca preţ şi sigură”. În respectivul plan de acţiune, pe primul loc se situează măsurile pentru sectorul rezidenţial (atât clădirile în sine, cât şi aparatura consumatoare de energie din clădiri), urmând apoi sectoarele acoperite de schema ETS, transporturile şi cel public.

În esenţă, se observă că şi o ţară dezvoltată ca Marea Britanie şi cu o structură solidă a sistemului energetic îşi îndreaptă atenţia – sub presiunea provocărilor pachetelor legislative de la nivelul Uniunii – asupra aceloraşi soluţii: regenerabile, eficienţa energetică şi program nuclear, politica investiţională urmând aceste direcţii prioritare.


79

5. PROGNOZA ENERGETICĂ ÎN ROMÂNIA

PENTRU PERIOADA 2012-2025

Consumul de energie al ţării este strâns legat de nivelul de dezvoltare economico-socială. În consecinţă, pentru evaluarea consumului total de energie în perioada de 2012-2025 se au în vedere evoluţiile principalilor indicatori macroeconomici şi demografici:

• produsul intern brut (PIB); • evoluţia demografică (populaţia totală); • elasticitatea între creşterea PIB şi creşterea consumului intern de energie

primară (CIEP).

Trebuie subliniat faptul că scenariile pe 20 de ani şi mai mult, au o doză mare de incertitudine datorită evoluţiei pieţelor şi preţurilor produselor diferitelor sectoare economice, a evoluţiei rapide în domeniul informatic, a evoluţiei tehnologiilor, al schimbărilor climatice şi a stilului de viaţă. Scenariile nu sunt considerate prognoze propriu-zise ci proiecţii posibile în viitor, dar sunt singurele instrumente de analiză în condiţiile incertitudinilor cu care poate fi estimată o evoluţie viitoare într-un anumit domeniu. Pentru a realiza proiecţii pe termen lung în cadrul acestor scenarii trebuie să se ţină seama de realizarea pe termen lung a stabilităţii economice, continuarea activă a măsurilor de protecţie a mediului, asigurarea unei bune funcţionări a pieţelor de energie electrică şi gaze naturale, susţinerea cercetării, dezvoltarea producţiei de noi tehnologii pe tot lanţul energetic şi în domeniul protecţiei mediului.

5.1. Premise calitative avute în vedere pentru fundamentarea scenariului de dezvoltare macroeconomică şi energetică pentru următorii 20-25 de ani

• Economia mondială, inclusiv comerţul internaţional, îşi revine din recesiune, dar lent.

• Economia românească este, de asemenea, implicată în acest proces. Cu toate acestea, consecinţele crizei se resorb lent, continuând să exercite o influenţă care nu poate fi neglijată, mai ales în prima parte a acestei perioade (sunt afectate formarea brută de capital fix, productivitatea totală a factorilor, şomajul).


80

• Politica bugetară este dominată de imperativul de a comprima deficitul public la niveluri sustenabile (compatibile cu standardele cerute de integrarea în zona euro).

• Pe parcursul întregii perioade, România va beneficia de fondurile structurale provenite de la Uniunea Europeană.

5.2. Principalele caracteristici ale scenariului adoptat

Principalele caracteristici ale scenariului sunt: • economia reală depăşeşte faza de recesiune, dar treptat şi lent. Numai

după 2015, ritmul de creştere al produsului intern brut, exprimat în preţuri constante depăşeşte puţin 3,5%;

• creşterea economică este susţinută fie prin absorbţie pe piaţa internă (în special de investiţii) sau prin revenirea modestă a exporturilor;

• rata şomajului rămâne relativ ridicată în 2012-2013, după care tinde să scadă o dată cu revenirea producţiei;

• deficitul balanţei comerciale nu depăşeşte pe întreaga perioadă limite de nesuportat;

• datorită politicii BNR şi îmbunătăţirii performanţelor economiei româneşti, cursul de schimb real se menține la un nivel care poate fi considerat acceptabil din punct de vedere al competitivităţii internaţionale;

• scăderea deficitului bugetului public, care în cele din urmă tinde să ajungă la standardele Uniunii Europene.

Ritmurile de creştere ale PIB adoptate conduc la creşterea acestuia în perioada 2011-2020 de 1,32 (ritm mediu anual 3,1%), (anexa 1, tabelul nr. A.1.1).

Evoluţia consumului intern de energie primară (CIEP) este determinată de evoluţia economică, respectiv a PIB, şi se poate realiza prin coeficientul de elasticitate – raportul ratelor anuale de creştere a CIEP şi PIB. Statele dezvoltate au realizat în perioada industrializării elasticităţi de 0,5-0,55 iar etapele post industrial valori de 0,1-0,3.

Pentru România, în prezent, putem considera o elasticitate de 0,52 care treptat se va reduce la 0,45 în 2020 ca urmare a măsurilor de creştere a eficienţei proceselor şi de economisire a energiei ce decurg şi din directivele în domeniu ale Uniunii Europene. (anexa 1, tabelele nr. A.1.1 şi nr. A.2.1)

În cadrul scenariului adoptat , PIB în preţuri constante, creşte de la 131,3 mld. euro (2008), în 2011 la 173,8 mld. euro, în 2020.

CIEP creşte de la 35,27 mil. tep, în 2011 la 40,39 mil. tep, în 2020.


81

Conform Pachetului legislativ Energie–Mediu al UE una din ţintele stabilite pentru ţările Uniunii este reducerea consumului intern de energie primară cu 20% faţă de cele anunţate anterior- pentru România valoarea stabilită în Strategia sectorului energetic 2007-2020, aprobată prin hotărâre de guvern în 2007.

În cadrul scenariului adoptat s-a elaborat şi o variantă a evoluţiei CIEP cu încadrarea în ţinta propusă de UE. (anexa 1, tabelul nr. A.1.1.)

Structura CIEP ţine seama de realizările recente şi de evoluţia posibilă a aportului diferitelor resurse de energie primară. (anexa 1, tabelele nr. A.1.2.1 şi nr. A.1.2.2).

5.3. Ipotezele adoptate în perioada analizată pentru evaluarea structurii CIEP

Ipotezele adoptate în perioada analizată pentru evaluarea structurii CIEP sunt (anexa 1, tabelele nr. A.1.2.1 şi nr. A.1.2.2):

- lignitul reprezintă în prezent principala resursă de energie primară fosilă de care dispune România şi sunt condiţii pentru menţinerea în condiţii economice a unei producţii echivalente de circa 5,3 mil. tep în următorii 30-40 de ani, şi va fi utilizată în principal pentru producerea energiei electrice;

- consumul de huilă pentru producerea energiei electrice va scădea treptat la circa 50% până în 2020 datorită obligativităţii eliminării subvenţiilor până în 2018 şi menţineri în funcţiune numai a capacităţilor de producţie profitabile;

- participarea producţiei de energie hidroelectrica la acoperirea CIEP este în conformitate cu planul de amenajare a potenţialului hidroenergetic naţional elaborat de SC HIDROELECTRICA SA în anul 2011. Conform acestui program gradul de amenajare a potenţialului hidroenergetic va atinge 59,37% în anul 2020 şi 62,77% în anul 2025;

- realizarea (comercială) a unităţilor nr. 3 şi nr. 4 la Centrala nuclearo-electrică de la Cernavodă în etapa 2020-2025;

- aportul surselor regenerabile de energie (SRE) se consideră în conformitate cu Planul National de Amenajare a Energiilor Regenerabile (PNAER) aprobat de MECMA în 2011;

- consumul intern de ţiţei şi produse petroliere creşte cu circa 1,5%/an ca urmare a creșterii mobilității (mărfuri şi persoane) în urma construirii de autostrăzi şi a creşterii parcului auto;

- închiderea balanţei se va face pe gaze naturale, acestea asigurând eficienţă şi impact redus asupra mediului.


82

5.4. Producţia de energie primară în România în perioada 2011-2020

Conform scenariilor analizate, se are în vedere mărimea rezervelor exploatabile cunoscute în prezent, producţiile realizate până în anul 2011 precum şi dinamica producţiilor anuale având în vedere orizontul de exploatare, declinul producţiei şi rata de înlocuire a rezervelor exploatate. (anexa 1, tabelele nr. A.1.3.1 și nr. A.1.3.2).

Pentru ţiţei producţia scade constant cu 3-5% pe an, respectiv 4-6% pentru gazele naturale, iar gradul de înlocuire a rezervelor exploatate este de 15-20% pentru ţiţei şi 15-30% pentru gaze naturale.

Pentru gazele naturale s-a luat în considerare şi o variantă cu menţinerea producției până în anul 2018 la nivelul realizărilor din ultimii ani şi apoi o creştere semnificativă datorită noilor rezerve descoperite recent on şi off shore.

Producţia de lignit se va menţine la un nivel economic de circa 30 mil. tone fizice (5,3 mil. tep)

Rezervele naţionale de combustibil nuclear vor asigura funcţionarea unităţilor nr. 1 şi nr. 2 la CNE Cernavodă pe durata lor de viaţă. Continuarea programului nuclear se va face cu combustibil din import.

Producţia de energie electrică a hidrocentralelor este în conformitate cu planul de amenajare a potenţialului hidroenergetic naţional şi reprezintă producţia în anul mediu hidrologic. Producţia de energie prin valorificarea SRE este cea evaluată în PNAER.

Producţia de huilă se va reduce la circa 50% până în 2020, rămânând în funcţiune numai exploatările rentabile care un necesită subvenţii.

Resursele energetice şi producţia acestora în România nu acoperă cererea de energie primară pentru consumul intern, ţara fiind dependentă de importurile de energie. Mărimea acestor importuri va depinde de evoluţia consumului, respectiv de dezvoltarea economică, de măsurile de eficienţă şi economisire adoptate şi, nu în ultimul rând, de descoperirea de noi rezerve de gaze naturale şi ţiţei.

În scenariul cel mai favorabil, cu atingerea ţintei de 20% (puţin probabil) şi cu o producţie de gaze naturale stabile şi apoi în creştere importurile la nivelul anilor 2020-2025 se reduc la 25,5%. (anexa 1, tabelul nr. A.1.4.1).

În scenariul cel mai defavorabil, cu producţia de ţiţei şi gaze naturale în declin continuu şi fără atingerea ţintei de reducere a consumului cu 20% până în 2020, în acest an importurile de energie vor reprezenta circa 43% din consumul intern de energie, iar în 2025, 50%. (anexa 1, tabelul nr. A.1.4.3.).


83

Elementul nou în structura purtătorilor primari de energie îl reprezintă creşterea ponderii surselor regenerabile. Întrucât participarea acestora este impusă ca traiectorie de obligaţiile României faţă de UE, iar Planul Naţional de Acţiune pentru Regenerabile (PNAER), propus de ţara noastră în 2010, a fost considerat realistic şi a devenit obligatoriu, în prezentul studiu s-a lucrat cu valorile de acolo pentru toate scenariile considerate (tabelul nr. 5.1). Structura pe sectoare este dată în anexa 13 [1].

Tabelul nr. 5.1. Producţia de energie din regenerabile (mii tep)

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 RES 26 56 200 400 700 1085 1150 1200 1300 1400 1500 1650

5.5. Dezvoltarea sectorului energetic

Dezvoltarea sectorului energetic trebuie să asigure: - dezvoltarea economico-socială a ţării; - securitatea energetică; - aprovizionarea cu energie electrică la preţuri competitive; - protecţia mediului; - concordanţa cu politica energetică a UE.

Actualul context economic, geopolitic şi distribuţia resurselor energetice la nivel global nu permite o dezvoltare durabilă bazată exclusiv pe ordinea de merit în analize tip least cost.

În cazul României, trebuie avute în vedere în aceste analize şi condiţionări suplimentare care contribuie la:

- diminuarea riscurilor; - securitatea în aprovizionare; - creşterea eficienţei energetice; - diminuarea impactului asupra mediului; - utilizarea cu prioritate a resurselor energetice fosile şi regenerabile de

care dispune România, dar cu tehnologii cu eficienţă ridicată.

În aceste condiţii analizele de optimizare a dezvoltării sectorului energiei relevă următoarele elemente prioritare:

- utilizarea cu prioritate a resurselor energetice din ţară – în special a celor fosile – cărbune şi hidrocarburi, dar în capacităţi de prelucrare cu tehnologii de înaltă eficienţă;

- continuarea amenajării potenţialului energetic naţional pentru producerea energiei electrice cât şi pentru utilizări complexe;

- continuarea programului nuclear în condiţii de înaltă securitate;


84

- utilizarea surselor regenerabile de energie în capacităţi eficiente, fără a afecta producţia agricolă destinată uzului uman şi animal domestic şi fără a afecta siguranţa sistemului electro-energetic (de centralele electrice eoliene);

- diversificarea importurilor de energie primară (surse şi rute de transport) şi menţinerea dependenţei de aceste importuri la un nivel acceptabil (probabil 30-35%);

- măsuri severe pentru protecţia mediului; - utilizarea cu prioritate a resurselor energetice fosile şi regenerabile de

care dispune România, dar cu tehnologii cu eficiență ridicată.

Ca urmare, consumul, respectiv producţia de lignit indigen, se va menţine la nivelul actual cel puţin până la nivelul anului 2020.

Producţia de huilă se va reduce treptat ca urmare a închiderii exploatărilor nerentabile şi a diminuării subvenţiilor, în conformitate cu reglementările UE. Odată cu producţia internă şi consumul va avea acelaşi trend.

Consumul de ţiţei va creşte lent, odată cu creşterea mobilităţii şi a realizării unei infrastructuri adecvate (autostrăzi).

Până în 2020 sunt şanse reduse a fi puse în funcţiune unităţile nr. 3 şi nr. 4 la Centrala Nuclearoelectrica Cernavodă, care ar contribui la reducerea importului de resurse fosile de energie primară şi ar avea şi o contribuţie importantă la diminuarea emisiilor de CO2.

Utilizarea surselor regenerabile de energie va avea un trend crescător, dar există riscul că, datorită reglementărilor actuale să se depăşească ţintă stabilită prin Planul Naţional de Acţiune în domeniul Energiilor Regenerabile şi care este în conformitate cu cerinţele de politică energetică ale UE. În această situaţie va crește nejustificat preţul energiei electrice la consumatorul final.

Închiderea balanţei energetice se va face prin gaze naturale al căror consum va creşte treptat odată cu creşterea economică şi a consumului de energie. România va rămâne dependentă de importul de gaze naturale, mărimea acestui import fiind direct influenţată de măsurile de eficienţă energetică ce se vor lua, de începerea exploatării rezervelor de gaze descoperite recent, de aportul surselor regenerabile de energie şi de calendarul programului nuclear.


85

6. INVESTIŢIILE NECESARE ÎN SECTORUL ENERGIEI ELECTRICE

6.1. Ipoteze

Se admite că evoluţia consumului intern de energie electrică va avea ritmuri anuale de creştere mai mari decât cele ale consumului de energie primară. Creşterea productivităţii se realizează prin electrificarea şi informatizarea proceselor de producţie.

Având în vedere că în România balanţa energetică este dependentă de importurile de energie primară, iar eficienţa centralelor termoelectrice este scăzută, se consideră menţinerea soldului export-import în limita valorilor actuale.

Rata de creştere anuală a consumului de energie electrică este inferioară ratei de creştere a PIB, elasticitatea ritmului energie electrică/PIB fiind cuprinsă între 0,6 şi 0,7, având în vedere că dezvoltarea economică necesită creşterea productivităţii care se realizează în principal prin electrificare şi informatizare.

Ritmul de creştere anuală a consumului de energie electrică este mai mare faţă de cel al energiei primare, ceea ce arată creşterea ponderii energiei electrice faţă de utilizarea directă a celorlalţi purtători de energie.

Elasticitatea creşterii energie electrică/energie primară este în medie cuprinsă între 1,5-1,6, respectiv creşterea consumului de energie electrică va fi mai rapidă decât a energiei primare, garanţia creşterii eficienţei şi a intensităţii utilizării energiei.

6.2. Necesarul de putere nouă în Sistemul Electroenergetic Naţional (SEN)

Necesarul de putere nouă a fi instalată în SEN în fiecare etapă de dezvoltare este determinat de:

- retragerea din exploatare a acelor unități existente care au atins durata normată de funcţionare;

- oprirea unor grupuri pentru retehnologizare; - creşterea consumului de energie şi putere electrică.


86

Evoluţia totalului capacităţilor instalate în prezent va fi în continuă scădere datorită ieşirii din funcţiune a capacităţilor vechi şi neeconomice, la îndeplinirea duratei normate de exploatare a lor.

La nivelul anului 2011 exista un excedent de capacitate netă disponibilă de circa 2.250 MW. Energia acestor capacităţi nu este competitivă pe piaţa de energie electrică, fiind grupuri vechi, cu performanțe reduse şi depăşite tehnic şi economic.

Figura nr. 6.1. Total putere instalată în SEN, 2011

Sursa: ANRE.

Figura nr. 6.2. Producţia de energie electrică, 2011

Sursa: ANRE.

Aproximativ 80% din grupurile termoelectrice existente în prezent au fost

instalate în perioada 1970-1980, aflându-se azi la limita duratei normate de exploatare, cu randamente de circa 30%. Aceste randamente reprezintă 65-70% din randamentele grupurilor moderne aflate în funcţiune în prezent în majoritatea ţărilor dezvoltate.


87

Un program de retragere din funcţiune a grupurilor care până în anul 2020 au atins sau vor atinge durata normată de exploatare, prezintă următoarele valori (tabelul nr. 6.1)

Tabelul nr. 6.1. Puterea grupurilor care vor fi retrase din funcţiune între 2012 şi 2025, în MW

Retrageri din funcţiune 2012-2015 2016-2020 2021-2025 Putere instalată 3890 2620 2545 Putere disponibila netă x) 2524 2328 2201

x) Diferenţa dintre puterea instalată şi puterea disponibilă netă se datorează: - grupurilor în conservare; - grupurilor retrase din exploatare pentru retehnologizare; - reducerilor permanente de putere a unor grupuri; - consumului propriu al centralelor.

În funcţie de starea tehnică şi performanţele unor grupuri din centralele termoelectrice, analizele tehnico-economice au justificat retehnologizarea unor grupuri de 330 MW pe lignit (grupurile 4 şi 5 de la centrala Turceni). De asemenea, este în curs retehnologizarea grupului 6 de la centrala Turceni, şi este planificată retehnologizarea grupului 6 de la centrala Rovinari).

Puterea netă disponibilă în SEN trebuie să acopere puterea maximă cerută la vârful de sarcină respectiv consumul intern plus soldul export – import, precum şi necesarul de putere de rezervă (vezi anexa 2, tabelul nr. A.2.1).

Puterea de rezervă în sistem este necesară pentru acoperirea următoarelor cerinţe:

- reparaţii planificate şi neplanificate (după avarii); - rezerva pentru serviciile de sistem; - rezerva pentru reduceri temporare de putere.

Pentru a se realiza acoperirea în siguranţa a cererii de putere şi energie electrică până în 2020-2025, în sistem trebuie să existe următoarele valori de putere netă (tabelul nr. 6.2).

Tabelul nr. 6.2. Puteri nete necesare în sistem, în MW

2010 (realizat)

2011 (date provizorii)

2015 2020 2025

Necesar de putere disponibilă netă

14235 14608 15220 17100 18820

În anii 2010 şi 2011 a existat un excedent de putere instalată în sistem, datorită amânării retragerii unor grupuri care au îndeplinit durata de exploatare normată, respectiv 2.500 MW în 2010 şi 2.250 MW în 2011 (grupul de 860 MW de la Petrom Brazi nu a fost disponibil).


88

Dacă se aplică strict retragerea din funcţiune a capacităţilor care îndeplinesc durata normată de exploatare, în perioadele până în anul 2025, evoluţia puterilor existente în prezent va fi următoarea (tabelul nr. 6.3):

Tabelul nr. 6.3. Evoluţia puterilor existente, în MW

Existent în anul 2010 2010 2011 2015 2020 2025 Puterea instalată 20189 21717 16629 14009 11464 Putere disponibilă netă 16584 16733 14369 12041 9840

Pentru a acoperi necesarul de putere în creştere, în condiţiile retragerilor din funcţiune a unor capacităţi existente, este necesară instalarea următoarelor capacităţi noi de producţie, care să acopere deficitul de putere în creştere (tabelul nr. 6.4):

Tabelul nr. 6.4. Deficit şi necesar de putere, în MW

2015 2020 2025 Deficit de putere netă disponibilă -853 -5012 -8958 Necesar de putere nouă instalată 910 5340 9530

Rezultă că până în anul 2015 aplicarea programului de casări şi intrarea în funcţiune a grupului Petrom la Brazi de 860 MW va asigura necesarul de putere şi energie electrică în condiţii de siguranţă.

Până în anul 2020 este necesar a se instala circa 4.400 MW în diverse tipuri de centrale electrice noi, valoare ce cuprinde şi reabilitarea celor două grupuri de 330 MW de la Turceni şi Rovinari.

Puterea nouă instalată necesară pe etapele menţionate are următoarele destinaţii:

1) menţinerea capacităţii de producţie de energie electrică corespunzătoare anului 2011, astfel (tabelul nr. 6.5):

Tabelul nr. 6.5. Sporul necesar de putere, în MW

2011 2015 2020 2025 Total 2011-2025

Putere netă disponibilă

14607- necesar (16733-existent)

14369 12011 9840

Deficit faţă de 2011

- -239 -2596 -4767

Spor de putere nouă necesară

260 2500 2300 5060


89

2) asigurarea creşterii producţiei faţă de anul 2010 datorită creşterii consumului (tabelul nr. 6.6):

Tabelul nr. 6.6. Asigurarea creşterii producţiei faţă de anul 2010 datorită creşterii consumului, în MW

2011 2015 2020 2025 Total 2011-2025

Necesar de putere netă disponibilă

14610 15220 17100 18820

Spor de capacitate netă pe etapă - 610 1880 1720 Putere noua instalată pe etapă - 650 2000 1830 4480

Pentru a asigura acoperirea consumului la vârful anual de sarcină, este necesară instalarea de noi capacităţi de producţie a energiei electrice conform cu următorul program pe etape (tabelul nr. 6.7):

Tabelul nr. 6.7. Instalarea de noi capacităţi de producţie a energiei electrice, în MW

2011-2015 2016-2020 2021-2025 Total 2011-2025

Total capacitate nou instalată pe etapă

910 4500 4130 9540

În prezent sunt elaborate următoarele programe de instalare de capacităţi noi în diferite tipuri de centrale:

a) programul privind continuarea amenajării potenţialului hidroener-getic naţional şi realizarea unei capacităţi de reglaj într-o centrală hidroelectrică cu acumulare prin pompaj (CHEAP Tarniţa).

Acest program însumează pe etape realizarea următoarelor capacităţi în noi hidrocentrale, cu investiţiile corespunzătoare tabelul nr. 6.8. (anexa 2, tabelul nr. A.2.2).

Tabelul nr. 6.8. Programul instalării puterilor noi şi investiţiile aferente

2011-2015 2016-2020 2021-2025 Total 2011-2025

Total puteri noi MW 316 1184 266 1766 Total investiţii Mil. euro 588 2249 1137 3974

b) Program naţional de acţiune pentru energii regenerabile.

Acest program este elaborat de Ministerul Economiei, Comerţului şi Mediului de Afaceri, conform cerinţelor UE de integrare a surselor de energie regenerabile (SRE) în producţia de energie electrică.


90

Tabelul nr. 6.9. Programul Naţional de Acţiune în domeniul Energiilor Regenerabile

UM 2011-2015 2016-2020 Total 2011-2020 1.Centrale electrice eolienex)

Participare la vârf Investiţie totală

MW MW Mil. euro

2734 0

4641

800 0

1359

3534 0

6000 2.Centrale fotovoltaice Participare la vârf Investiţie totală

MW MW Mil. euro

148 0

370

112 0

280

260 0

650 3.Centrale electrice pe biomasă Participare la vârf Investiţie totală

MW MW Mil. euro

402

380 975

175

164 425

577

544 1400

x) în anul 2010 puterea instalată în centralele electrice eoliene a fost de 466 MW.

c) Programul nuclear

Este în discuţie continuarea programului nuclear prin instalarea grupurilor 3 şi 4 la CNE Cernavodă. Având în vedere stadiul angajamentelor privind acest proiect, se estimează ca el poate fi realizat în perioada 2021-2025, costul total fiind de circa 4500 mil. euro.

În concluzie, situaţia capacităţilor necesare a fi instalate în perioada 2011-2020-2025 în vederea asigurării producţiei necesare de energie electrică în condiţii de siguranţă este arătată în tabelul nr. 6.10.

Tabelul nr. 6.10. Situaţia capacităţilor necesare a fi instalate în perioada 2011-2020-2025

UM 2011-2015 2016-2020 2021-2025 Total 2011-2025

Total necesar de putere nouă Investiţie totală necesară din care:

MW

Mil. euro

910

1753

4500

7084

4130

9037

9540

17874

- în centrale hidroelectrice Investiţie totală

MW Mil. euro

316 588

1184 2249

266 1137

1766 3974

- în centrale electrice pe biomasă Investiţie totală

MW

Mil. euro

402

975

175

425

-

-

577

1400 - în centrale nucleare (gr. 3 şi 4 Cernavodă) Investiţie totală

MW

Mil. euro

-

-

-

-

1430

4500

1430

4500 - alte capacități necesare Investiţii estimate

MW Mil. euro

200 190

3140 4410

2430 3400

5770 8000


91

Centralele eoliene nu au fost considerate în această evaluare deoarece nu pot fi luate în considerare în balanţa de puteri datorită variabilităţii şi nepredictibilităţii lor, dar sunt luate în balanţa de energie.

Programul de centrale eoliene prevăzut în PNAER conduce la un necesar de investiţii până în anul 2020 de 6000 mil. euro.

O componentă importantă a investiţiilor în capacitate noi nenominalizate o vor reprezenta investiţiile necesare în reabilitarea sistemelor de alimentare cu căldură din centralele de cogenerare. Aceste sisteme se află astăzi într-o stare de totală ineficienţă, capacităţile de producţie actuale în cogenerare sunt total depăşite din punct de vedere tehnic şi economic, fiind necesară înlocuirea lor cu capacitate noi de înaltă performanţă, funcţionând în principal pe gaze naturale.

Investiţiile necesare în dezvoltarea şi modernizarea reţelei electrice de transport, inclusiv pentru racordarea noilor centrale eoliene la reţeaua de transport reprezintă circa 900 mil. euro în perioada 2011-2020.

Recent MECMA a publicat pe site-ul sau Aplicaţia trimisă de România privind acordarea de certificate gratuite de emisii de CO2 în conformitate cu Directiva 2003/87/CE în vederea analizei şi deciziei CE [65]. Acordarea de certificate gratuite în perioada până în 2020 unor ţări membre ale UE este condiţionată de anumite criterii menţionate în Directivă şi pe care România le îndeplineşte.

Conform Directivei 2003/87/CE trebuie menţionate, pe baza acestor criterii, capacităţile, respectiv centralele electrice existente, care incluse în program vor primi o anumită cantitate gratuită de certificatele. Se evaluează volumul anual al emisiilor pe baza cărora se vor stabili numărul de certificate şi valoarea lor anuală. Centralele electrice respective vor vira anual contravaloarea certificatelor primite gratuit într-un fond centralizat în responsabilitatea MECMA din care se va finanţa Planul Naţional de Investiţii (PNI).

Scopul acestei facilităţi acordate de Directiva 2003/87/CE este reducerea emisiilor de C02 prin sprijinirea realizării în perioada 2013-2020 a Programului Naţional de Investiţii în capacităţi noi sau reabilitate în sectorul energiei electrice, care să contribuie prin noile tehnologii atât la reducerea prevăzută în aplicaţie a emisiilor de CO2 cât şi la scoaterea din funcţiune a unor capacităţi existente cu performanţe depăşite .

Acest program de investiţii va fi doar parţial finanţat din fondurile obţinute prin alocarea gratuită de emisii, agenţii economici respectivi vor trebui să contribuie cu fonduri proprii sau credite bancare pentru realizarea obiectivelor incluse în program.


92

În consecinţă, în aplicaţia menţionată s-a elaborat şi Planul Naţional de Investiţii (PNI) pe care România îl prezintă pentru analiza Comisiei. Acest plan este prezentat în anexa 12.

Elementele principale ale PNI aşa cum sunt prezentate sau rezultă din tabele, sunt următoarele:

- reabilitarea a cinci grupuri de 330 MW pe lignit în centralele Rovinari, Turceni şi Işalniţa;

- instalarea unor puteri noi pe lignit din ţară, huilă din import sau gaze naturale, grupuri cu tehnologii performante – parametrii supracritici, cicluri abur gaze, cogenerare, însumând un spor total de 4.449 MW (s-a scăzut grupul de 860 MW cuprins în PNI dar realizat);

- totalul investiţiilor necesare PNI este de 6.546 mil. euro din care circa 675 mil. euro pentru reabilitări şi 6.871 mil. euro pentru capacităţi noi (s-a scăzut investiţia pentru grupul de 860 MW cuprins în PNI dar realizat);

- programul de reabilitări, până în 2018, vizează unităţi ale agenţilor economici în prezent proprietate de stat.

- programul de capacităţi noi prevede instalarea până în 2020 în unităţi proprietate de stat a circa 3.000 MW cu un necesar de investiţii de circa 3.600-3.700 mil. euro;

- conform aplicaţiei, finanţarea prin alocarea gratuită a certificatelor asigură numai 18,5% din totalul necesar de investiţii al PNI, în completare agenţii economici vor trebui să contribuie cu fonduri proprii sau credite; în cazul proiectelor vizând agenţii economici proprietate de stat valoarea investiţiilor neacoperite de mecanismul de alocare este de circa 3.000 mil. euro;

În cadrul capitolului 6, tabelul nr. 6.10 al prezentei lucrări s-a estimat un total necesar de putere nouă instalată în sistem până în anul 2020 de 5.400 MW.

Autorii acestui studiu consideră că prin realizarea integrală până în anul 2020 a programului avut în vedere de SC Hidroelectrica şi a programului PNAER, conform celor prezentate în tabelul nr. 6.10, rămâne un necesar de instalat în capacităţi noi de 3.340 MW. În lumina acestor lucruri, realizarea integrală a PNI ar putea conduce la nivelul anului 2020 la supracapacitate în sistem, dar având în vedere incertitudinile legate de realizarea integrală a tuturor acestor programe, de problemele legate de finanţarea proiectelor şi la posibila revenire lentă din situația economică actuală, PNI ar putea reprezenta un program asigurator pentru acoperirea integrală a noilor capacităţi necesare conform cu estimările prezentate.


93

7. PROGRAMUL DE ENERGETICĂ NUCLEARĂ AL ROMÂNIEI

7.1. Situaţia actuală

7.1.1. Introducere

Foaia de parcurs a UE până la 2050 stipulează ca în încercarea de realizare a unei economii continentale eficientă şi cu carbon minim, pe lângă utilizarea surselor regenerabile, se lasă la dispoziţia statelor membre posibilitatea folosirii sigure a energiei nucleare ca una din soluţiile posibile şi de dorit. Considerăm că România poate utiliza această resursă, deoarece are experienţa de exploatare sigură a ei şi deţine deja în conservare construcţii de reactoare nucleare, a căror tehnologie se poate moderniza. De aceea, autorii acestui studiu au considerat utilă o analiză a situaţiei programului energetic românesc, adaptarea la noile cerinţe privind securitatea nucleară în urma incidentului de la Fukushima şi actualizarea valorii investiţiilor necesare

Programul de energetică nucleară al României a început în 1980 prin construcţia primei unităţi nuclearoelectrice de tip CANDU 6 pe amplasamentul Cernavodă, pe canalul Dunăre-Marea Neagră, în sud-estul României. În perioada 1972-1978, în urma unei decizii politice care viza independenţa energetică a României, susţinută de analizele tehnico-economice, a fost aleasă tehnologia nucleară pentru producţia de energie electrică, respectiv reactorul nuclear de putere de tip CANDU 6, utilizând combustibil nuclear uranium natural şi având apa grea ca agent de răcire şi moderator. Această tehnologie, dezvoltată în Canada de către Atomic Energy of Canada Limited (AECL) a fost considerată ca o tehnologie sigură şi economică pentru România, care deţinea rezerve de uraniu şi cerceta atât fabricaţia combustibilului nuclear cu uraniu natural, cât şi fabricarea apei grele, ulterior produse pe scară industrială.

La finele anului 1989, pe amplasamentul Cernavodă se aflau în construcţie cinci unităţi de tip CANDU 6, în diverse faze. În anul 1990, Guvernul României a hotărât finalizarea Unităţii 1 şi trecerea în conservare a celorlalte unităţi. Unitatea 1 de la CNE Cernavodă a început exploatare comercială în 2 decembrie 1996. în anul 2001, Guvernul României a decis reluarea lucrărilor pentru finalizarea Unităţii 2, care au început în anul 2002, iar exploatarea comercială a început în noiembrie 2007.


94

Din anul 2004, strategiile energetice ale României, aprobate de diferitele guverne, iau în considerare finalizarea Unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă şi începerea lucrărilor la o nouă centrală nucleroelectrică în România, în funcţie de evoluţia cererii de electricitate în România [67].

Infrastructura naţională pentru energetică nucleară

Dezvoltarea infrastructurii naţionale pentru programul naţional de energetică nucleară din România a început în anul 1957, când primul reactor nuclear de cercetare a fost construit în România la Măgurele. În acelaşi an, România devine membru fondator al Agenţiei Internaţionale de Energie Atomică de la Viena, organism de specialitate al ONU.

Principalele elemente ale infrastructurii naţionale specifice sunt următoarele:

Comisia Naţională pentru Controlul Activităţilor Nucleare (CNCAN) este autoritatea naţională competentă în domeniul reglementării, autorizării şi controlului activităţilor nucleare din România.

Agenţia Nucleară şi pentru Deşeuri Radioactive (ANDRAD) are ca misiune acordarea de asistenţă tehnică de specialitate Guvernului în procesul de elaborare şi adoptare a politicilor de promovare, dezvoltare şi monitorizare a aplicaţiilor exclusiv paşnice ale energiei nucleare, energetice şi neenergetice, depozitarea definitivă în siguranţa a deşeurilor radioactive şi coordonarea la nivel naţional a procesului de gospodărire a deşeurilor radioactive şi a procesului de dezafectare a instalaţiilor nucleare.

Societatea Naţională Nuclearelectrica SA (SNN), societate comercială cu capital integral de stat, în coordonarea Ministerului Economiei, Comerţului şi Mediului de Afaceri, proprietarul şi operatorul Unităţilor 1 şi 2 de la CNE Cernavodă. În cadrul acestei societăţi funcţionează şi Sucursala Fabrica de Combustibil Nuclear Piteşti, producătorul român de combustibil nuclear de tip CANDU 6 cu uraniu natural.

Societatea Comercială EnergoNuclear SA, înfiinţată în baza Hotărârii Guvernului nr. 1565/2008, având, începând cu data de 28 februarie 2011, în structura de acţionariat, Societatea Naţională Nuclearelectrica SA, ArcelorMittal Galaţi SA şi Enel Investment Holding BV, şi care are misiunea de a dezvolta proiectul de realizare a unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă.

Regia Autonomă pentru Activităţi Nucleare (RAAN), având ca obiect principal de activitate producerea apei grele şi a produselor conexe, producerea de energie electrică şi termică pentru folosinţa industrială şi casnică, precum şi activităţi de inginerie tehnologică pentru obiective nucleare şi cercetări în


95

domeniul nuclear, având în componenţă sucursalele de producere a apei grele (ROMAG-Prod), de producere a energiei electrice şi termice (CET Halanga), de inginerie tehnologică pentru obiective nucleare (SITON Bucureşti Măgurele) şi de cercetări nucleare (SCN Pitești).

Compania Naţională a Uraniului (CNU), care are în administrare resursele minerale de uraniu existente în România şi desfăşoară cercetare geologică de detaliu şi exploatare a zăcămintelor de uraniu, prepararea minereurilor şi rafinarea concentratelor, transportul şi comercializarea acestora, precum şi conservarea, închiderea şi ecologizarea obiectivelor cu activitate sistata. Această entitate este furnizorul de uraniu natural (pulbere sinterizabilă de U02) pentru producţia în ţară a combustibilului nuclear de către SN Nuclearelectrica SA, operatorul Unităţilor 1 şi 2 de la CNE Cernavodă.

În funcţie de necesităţile domeniului, s-au dezvoltat şi alte organizaţii tehnice suport, care asigura asistenţa tehnică necesară programului de energetică nucleară (ICSI Râmnicu Vâlcea, IFA Măgurele etc.), precum şi furnizori de bunuri şi servicii, inclusiv de construcţii-montaj şi reparaţii-întreţinere.

7.1.2. Legislaţia în domeniul nuclear

A. Convenţii internaţionale – Agenţia Internaţională pentru Energia Atomică (AIEA)

AIEA este depozitarul convenţiilor şi acordurilor internaţionale cheie juridice. În plus, agenţia este însărcinată cu responsabilităţi în conformitate cu alte tratate şi acorduri pe care statele membre le-au adoptat. Convenţiile internaţionale cu aplicare în utilizarea energiei atomice, la care România este parte prin ratificare, reprezintă instrumente obligatorii pentru Statele Membre, fiind în mare măsură transpuse în cadrul legal naţional.

B. Legislaţia europeană

Cadrul de reglementare la nivel european în domeniul nuclear este dat de Tratatul EURATOM, de directivele, regulamentele şi actele juridice adoptate la nivelul Uniunii Europene.

C. Legislaţia românească

Din punct de vedere legislativ, România a dezvoltat şi implementat un sistem de reglementare în domeniul nuclear complet şi modern, în conformitate cu legislaţia Uniunii Europene şi convenţiile internaţionale la care România este parte. Printre legile care guvernează sectorul nuclear, se amintesc cele mai relevante:


96

Legea nr. 111 din 10 octombrie 1996 privind desfăşurarea în siguranţă, reglementarea, autorizarea şi controlul activităţilor nucleare, republicată, cu completările ulterioare.

Legea nr. 703 din 3 decembrie 2001 privind răspunderea civilă pentru daune nucleare, cu completările ulterioare.

Legea nr. 105 din 16 iunie 1999 pentru ratificarea Convenţiei comune asupra gospodăririi în siguranţă a combustibilului uzat şi asupra gospodăririi în siguranţă a deşeurilor radioactive, adoptată la Viena la 5 septembrie 1997.

Legea nr. 43 din 24 mai 1995 pentru ratificarea Convenţiei privind securitatea nucleară, adoptată la Viena la 17 iunie 1994.

Ordonanţa Guvernului nr. 7 din 30 ianuarie 2003 privind utilizarea în scopuri exclusiv paşnice a energiei nucleare, republicată, cu completările ulterioare.

Ordonanţa Guvernului Nr. 11 din 30 ianuarie 2003 privind gestionarea combustibilului nuclear uzat şi a deşeurilor radioactive, inclusiv depozitarea definitivă, republicată, cu completările ulterioare.

Un sistem de norme de reglementare, autorizare şi control a activităţilor nucleare este stabilit prin ordine specifice ale CNCAN. De asemenea, prin ordine similare s-au aprobat strategii în domeniu cum ar fi „Strategia naţională pe termen mediu şi lung privind gestionarea combustibilului nuclear uzat şi a deşeurilor radioactive, inclusiv depozitarea definitivă şi dezafectarea instalaţiilor nucleare şi radiologice”, aprobată prin ordin al Agenţiei Nucleare şi pentru Deşeuri Radioactive.

7.1.3. Stadiul actual al energeticii nucleare în România

Unităţile 1 şi 2 de la CNE Cernavodă, aflate în operare din 1996 (Unitatea 1) şi respectiv din 2007 (Unitatea 2), au o contribuţie importantă şi constantă la acoperirea cererii de energie electrică din România, funcţionând la baza curbei de sarcină a Sistemului Energetic Naţional. Puterea electrică instalată a fiecărei unităţi nuclearoelectrice de la CNE Cernavodă este de 705 MWe [1]. Principalele rezultate obţinute până în prezent sunt următoarele:

Producţia anuală a unei unităţi nuclearoelectrice de la CNE Cernavodă a fost între 4,90 TWh (în anul 2003, un an foarte secetos) şi 6,15 TWh, performanţele cele mai bune fiind înregistrate în anul 2009, când Unitatea 1 a produs 6,15 TWh şi Unitatea 2 a produs 5,59 TWh.


97

Cu cele două unităţi nuclearoelectrice, CNE Cernavodă a produs în anul 2011 aproximativ 19,2% din producţia totală de electricitate a României.

CNE Cernavodă asigură şi termoficarea oraşului Cernavodă, anual livrând în medie circa 40.000 Gcal, la cel mai redus preţ de producere din ţară.

Productivitatea la CNE Cernavodă, exprimată în număr de personal/MWe instalat, a fost în anul 2011 de 1,18.

Impactul asupra mediului şi populaţiei este nesemnificativ, doza medie anuală pentru populaţie fiind de circa 0,58% din doza legală stabilită de normele legale în vigoare.

Volumul anual al deşeurilor radioactive este sub valoarea limită de proiect (30m3/unitate). Acestea se depozitează intermediar pe amplasamentul CNE Cernavodă, urmând să fie transferate în depozitul final de deşeuri radioactive slab şi mediu active, a cărui realizare se află în responsabilitatea Agenţiei Nucleare şi pentru Deşeuri Radioactive (ANDRAD). Combustibilul nuclear ars este depozitat pe amplasamentul CNE Cernavodă, în depozitul intermediar pentru combustibil ars (DICA), cu o capacitate de 27 module, monolitice din beton, de tip MACSTOR (AECL), pentru stocarea uscată, care rezolvă problema depozitării combustibilului ars pentru circa 50 de ani.

În urma accidentului de la centrala nuclearoelectrică Fukushima Daiichi, Japonia, din 11 martie 2011, CNCAN şi industria nucleară din România s-au aliniat iniţiativei Consiliului Uniunii Europene privind efectuarea „testelor de stres”, constând din evaluarea comportării centralelor nucleare în situaţii extreme (seism sau inundaţii care depăşesc bazele de proiectare, orice alte condiţii extreme externe specifice amplasamentului, pierderea totală a alimentării cu energie electrică din sursele de curent alternativ, pierderea sursei finale de răcire, avaria zonei active a reactorului şi pierderea răcirii la instalaţiile de stocare a combustibilului uzat). Raportul de ţară elaborat a fost evaluat de experţii Comisiei Europene în cooperare cu reprezentanţi ai autorităţilor de reglementare din alte ţări membre UE, făcând subiectul unei misiuni de evaluare inter-pares (peer-review), organizată de Comisia Europeană, având drept scop verificarea în teren a măsurilor implementate după accidentul de la Fukushima, precum şi clarificarea, prin consultarea de documentaţie şi discuţii cu reprezentanţii CNCAN şi alţi specialişti invitaţi, a unor aspecte prezentate în raportul naţional privind testele de stres. Raportul misiunii de evaluare a relevat necesitatea implementării unor acţiuni (modificări de proiect sau îmbunătăţiri de proceduri de exploatare), care vor fi implementate la Unităţile 1 şi 2 ale CNE Cernavodă în perioada 2012-2013, în conformitate cu graficul agreat de CNCAN şi inclus în raportul naţional privind testele de stres.


98

În paralel cu palierul de securitate nucleară al testelor de stres, Comisia Europeană a iniţiat al doilea palier de evaluare, cu privire la aspectele de siguranţă nucleară (protecţie fizică), finalizat cu recomandările specifice acestui domeniu.

7.2. Contextul energetic european şi mondial. Rolul energiei nucleare în mixtul energetic al UE

Energia nucleară va continua să facă parte din mixtul energetic al UE, decizia referitoare la utilizarea sa fiind exclusiv de competenţa statelor membre. Instituţiile comunitare (comisia, parlamentul, ECOSOC) sunt favorabile energiei nucleare. Energia nucleară prezintă avantaje certe în ce priveşte contribuţia la reducerea emisiilor de dioxid de carbon, predictibilitatea aprovizionării cu energie şi a preţurilor. Aceste caracteristici au fost recunoscute în diversele foruri de dezbatere, care s-au desfăşurat în perioada post-Fukushima, în contextul realizării testelor de stres la centralele nucleare din UE şi al dezbaterilor provocate de emiterea „Foii de parcurs în domeniul energiei până în 2050” (Energy Road Map 2050), de Comisia Europeană în decembrie 2011.

Toate scenariile energetice prezentate în diverse studii, care s-au elaborat după Fukushima, inclusiv în „Foaia de parcurs în domeniul energiei până în 2050”, document emis de Comisia Europeană în decembrie 2011, ilustrează ca pentru atingerea obiectivelor privind schimbările climatice şi decarbonizarea economiei, energia nucleară este o componentă importantă a mixtului energetic. Sistemul de producere a energiei va trebui să fie reînnoit şi transformat în deceniile următoare, ceea ce necesită investiţii uriaşe atât în sistemul de producere cât şi în transport şi distribuţie.

Tehnologiile nucleare sunt deja probate, demonstrate şi mature. Pot acţiona ca stabilizator în sistemul energetic supus transformărilor.

O analiză în profunzime privind oportunităţile şi ameninţările energiei nucleare [68], [69] au condus la trei surse majore de oportunităţi:

creşterea cererii de electricitate constituie un trend stabil şi puternic care favorizează toate tehnologiile de producere. Ponderea electricităţii în energia primară se aşteaptă sa crească şi mai mult, dacă industria transportului trece la vehicule electrice. Tehnologiile nucleare au avantajul că produc electricitate cu emisii aproape zero de CO2;

pe termen lung, dezvoltarea noilor tehnologii, precum captura şi stocarea carbonului (CCS), smart grid şi super grid, nu vor pune în dificultate rolul fisiunii nucleare. Vor fi dezvoltate sisteme avansate nucleare, îmbunătăţind


99

sustenabilitatea. Tehnologiile nucleare beneficiază de cercetare avansată în domeniu de decenii;

potenţialul de competitivitate al tehnologiilor nucleare apare robust pentru deceniile următoare, chiar prin includerea cerinţelor ridicate de securitate nucleară după accidentul de la Fukushima (după testele de stres).

Au fost identificate două surse de ameninţări: opinia publică este afectată puternic de accidentul de la Fukushima; barierele financiare pentru noile proiecte nucleare, accentuate de criza

financiară curentă în Europa.

Voci din lumea bancară1 şi a consultanţei internaţionale2 împărtăşesc îngri-jorările industriei privind lipsa de atractivitate a marilor proiecte energetice europene (nucleare, hidro) pentru finanţatori, clamând implementarea a o serie de măsuri de reducere a riscurilor de finanţare cum ar fi suportul guvernamental sub forma de garanţii care să reducă riscurile specifice, încurajarea contractelor de livrare energie electrică pe termen lung, încheiate în condiţii de transparenţa şi cu termeni şi condiţii reciproc avantajoase, abordarea echilibrată a celor trei piloni ai strategiei europene – schimbările climatice, eficienţa economică şi siguranţa energetică, abordarea echilibrată a tuturor formelor de producere a energiei electrice care nu produc emisii de carbon.

Deciziile politice pot fi şi surse de oportunitate pentru energia nucleară, dar şi ameninţare pentru aceasta; în funcţie de deciziile politice în domeniul schimbărilor climatice, securitatea în furnizare a electricităţii, funcţionarea şi proiectarea pieţei de electricitate, reglementările în securitatea nucleară, stabilirea legislaţiei în managementul deşeurilor radioactive şi în domeniul răspunderii civile în caz de accident nuclear, poate fi creat un cadru de dezvoltare echitabil pentru toate sursele de energie cu carbon redus.

În toate scenariile energetice în care atingerea obiectivelor privind schimbările climatice şi asigurarea securităţii energetice la un preţ al electricităţii suportabil pentru consumatori reprezintă o prioritate pentru decidenţi, energia nucleară este competitivă în raport cu celelalte surse de energie.

În contextul post-Fukushima, se prefigurează o armonizare la nivel european cu privire la securitatea centralelor nucleare. Comisia Europeană intenţionează prezentarea unor propuneri legislative noi la începutul anului 2013. Acestea vor avea la bază trei principii:

- aplicarea celor mai înalte standarde de securitate centralelor nucleare;

1 A Very Hostile Political Environment, City Investment Research & Analysis, 13 September 2011. 2 Power Sector Development in Europe – Lenders’ Perspectives 2011, KPMG.


100

- transparenţă maximă în comunicarea cu opinia publică în UE; - autorităţi naţionale de reglementare în domeniul nuclear independente şi

puternice.

Şi la nivel internaţional (AIEA) se prefigurează o consolidare a aranjamentelor existente, iar în prezent, în Consiliul European se negociază o poziţie comună a Uniunii Europene pe acest subiect.

7.3. Rolul energiei nucleare în România

7.3.1. Dezvoltarea de noi capacităţi nucleare

O serie de analize tehnico-economice privind eficienţa diferitelor tehnologii şi grupuri noi posibil de realizat au fost efectuate pentru a evidenţia ordinea de economicitate relativă a lor, respectiv competitivitatea acestora pe piaţa internă de energie electrică. S-au avut în vedere costurile de investiţii şi de funcţionare (bazate pe eficienţa tehnologiei şi costul combustibilului) şi încadrarea în curba de sarcină (bază, semibază şi vârf, respectiv durata de utilizare a capacităţii).

Aceste analize, inclusiv cele de sensibilitate privind costul tonei de CO2, demonstrează că pentru funcţionarea în bază, ordinea de economicitate a proiectelor noi, în perioada până în 2020 situează pe primele locuri grupurile de 330 MW pe lignit reabilitate, prognozate a fi finalizate în perioada 2011-2015 (cu prelungirea duratei de funcţionare cu 15 ani) şi grupurile 3 şi 4 de la CNE Cernavodă.

Performanţele deosebit de bune ale unităţilor nuclearoelectrice de la CNE Cernavodă, de la punerea în funcţiune şi până în prezent, inclusiv costurile de operare şi mentenanţă relativ scăzute comparativ cu centralele clasice cu combustibili fosili (cărbune, gaze naturale şi păcură), coroborat cu necesitatea asigurării securităţii energetice în condiţiile respectării cerinţelor privind schimbările climatice, au permis analiza oportunităţilor de finalizare a Unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă, proces iniţiat în anul 2004. În contextul actual, finalizarea acestui proiect este estimată în jurul anului 2020.

7.3.2. Proiectul unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă

a) Stadiul proiectului

În anul 2007, Guvernul României a aprobat finalizarea unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă, prin înfiinţarea unei companii de proiect de tip joint venture,


101

cu atragere de capital prin participarea unor investitori străini, interesaţi în finanţarea finalizării proiectului şi preluarea energiei electrice pentru utilizarea acesteia în scopuri proprii sau pentru vânzarea pe piaţa de energie electrică din România.

Astfel, în martie 2009, a fost înfiinţată şi înregistrată în România compania SC EnergoNuclear SA, a cărei misiune este dezvoltarea proiectului de realizare a Unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă, şi care are, începând cu 28 februarie 2011, în structura de acţionariat, companiile SN Nuclearelectrica 84,65%, ArcelorMital 6,2% şi ENEL 9,15%. Partea română urmăreşte atragerea de noi investitori interesaţi în Proiect, astfel încât cota SNN în Proiect să ajungă la 40%.

Accidentul nuclear de la centrala nucleară Fukushima Daiichi din Japonia, din martie 2011, a accentuat scăderea credibilităţii energiei nucleare în opinia publică, care pe fondul crizei economice globale, creează un context de piaţă neprielnic pentru investiţiile mari, cu precădere cele în domeniul nuclear. Se cunoaşte faptul că aceste investiţii necesită infuzie masivă de capital, cu recuperarea investiţiei pe termen lung, ceea ce face ca aceste proiecte să fie neatractive pentru investitori în acesta perioadă.

b) Riscuri în realizarea proiectului

Neîncheierea contractului EPC (Inginerie, Procurare, Construcţie), în special datorită lipsei de concurenţă în cadrul filierei CANDU, ceea ce ar conduce la costuri necompetitive.

Neatragerea investitorilor sau imposibilitatea identificării unui proiect de finanţare credibil pentru cota care revine Nuclearelectrica.

Întârzierea luării unei decizii guvernamentale. Impunerea unor cerinţe de securitate superioare tehnologiei de tip

CANDU 6 sau a unor asigurări privind răspunderea civilă care să mărească excesiv costurile de construcţie şi, respectiv de operare, prin noi reglementări UE; asemenea reglementări se aşteaptă să fie prezentate Consiliului European în anul 2013, în urma concluziilor testelor de stres din raportul final al Comisiei Europene, care urmează să fie prezentat în noiembrie 2012.

Suprataxarea energiei nucleare şi subvenţionarea celorlalte tehnologii, măsuri care pot scădea competitivitatea energiei nucleare.


102

7.4. Programe de dezvoltare

7.4.1. Direcţiile principale de dezvoltare a energeticii nucleare

Menţinerea şi îmbunătăţirea performanţelor tehnico-economice actuale ale Unităţilor 1 şi 2 de la CNE Cernavodă pentru funcţionarea în condiţii de securitate nucleară conforme cu cerinţele actuale şi la costuri competitive, prin:

- îmbunătăţirea continuă a securităţii nucleare; implementarea planului de acţiune stabilit de CNCAN, în urma testelor de stres post-Fukushima. Costul măsurilor identificate este estimat la circa 50 milioane de euro şi se realizează din veniturile SNN;

- prelungirea duratei de viaţă a Unităţilor 1 şi 2 prin implementarea programelor de mentenanţă predictivă şi pregătirea operaţiunilor de înlocuire a canalelor de combustibil nuclear. Înlocuirea canalelor de combustibil la Unitatea 1 este prevăzută pentru anul 2022, costul acestei operaţiuni fiind estimat la 1 miliard euro/unitate, durata de oprire a unităţii pentru acest scop fiind de circa 18 luni.

- pe întreg parcursul operării celor două unităţi nucleare se au în vedere o serie de măsuri precum: optimizarea costurilor de operare şi mentenanţă; îmbunătăţirea continuă a performanţelor profesionale; stabilirea de urgenţă, până la finele anului 2012, a strategiei de finalizare a unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă.

Este necesar să se aibă în vedere faptul că, în prezent, piaţa financiară este deosebit de rezervată, fiind impuse restricţii deosebite. Contextul internaţional a determinat o prudenţă sporită a investitorilor şi orientarea acestora către plasamente cu risc scăzut. Proiectele energetice, îndeosebi cele de centrale nuclearoelectrice, sunt percepute ca fiind de risc ridicat, în special în perioada de construcţie. În acest context, cel mai probabil, acordarea de credite se va putea face numai prin intermediul SNN, care operează unităţi nucleare, şi care, chiar şi în acest caz, va avea nevoie de garanţia statului pentru obţinerea de credite.

7.4.2. Proiecte legate de finalizarea proiectului unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă

În cadrul strategiei de finalizare a unităţilor 3 şi 4, se vor lua în considerare şi aspectele colaterale ale finalizării acestui obiectiv cum ar fi:

Finalizarea proiectelor necesare asigurării apei de răcire pe amplasamentul CNE Cernavodă (pragul Bala pe Dunăre, amonte de Cernavodă).

Stabilirea strategiei de optimizare a funcţionării sistemului energetic naţional şi considerarea proiectului hidrocentralei cu acumulare prin pompaj de la Tarniţa – Lăpusteşti ca fiind proiect prioritar necesar echilibrării sistemului energetic naţional.


103

Revederea oportunităţii proiectului cablului submarin dintre România şi Turcia, în contextul deschiderii pieţei de desfacere a electricităţii propus în cadrul acestui proiect, motivată corespunzător pentru a atrage personal calificat.

7.4.3. Dezvoltarea capacităţilor naţionale de depozitare pe termen lung a deşeurilor radioactive prin utilizarea eficientă a fondurilor financiare colectate

Se impun următoarele măsuri specifice: Asigurarea unei structuri motivate şi dedicate problemelor dezafectării

proiectelor nucleare şi a depozitării finale a deşeurilor radioactive, aplicând soluţiile curente la nivel european şi mondial.

Stabilirea soluţiei finale pentru depozitul naţional de deşeuri slab şi mediu active prin finalizarea şi aprobarea Studiului de Fezabilitate şi începerea lucrărilor de proiectare.

Stabilirea strategiei naţionale pentru depozitarea finală a deşeurilor puternic radioactive (combustibilului nuclear ars).

Reevaluarea contribuţiei producătorilor de energie electrică din surse nucleare la fondul financiar naţional pentru managementul deşeurilor radioactive şi dezafectarea unităţilor nucleroelectrice, în vederea determinării valorilor optime pentu acoperirea cheltuielilor necesare pe termen lung.

7.4.4. Continuarea cercetării în domeniul reactoarelor din generaţia a IV-a

La nivelul UE este oportună continuarea cercetării în domeniul fisiunii nucleare avansate (reactoare din generaţia IV), chiar dacă acestea nu pot fi operaţionale pe termen scurt şi mediu. În caz contrar, UE riscă să rămână în urma unor ţări care se angajează în acest tip de cercetare, precum Federaţia Rusă, China, India, antrenând o nouă pierdere de competitivitate a UE pe plan internaţional.

România este interesată în proiectul Alfred; acesta este un reactor demonstrativ rapid răcit cu plumb, programat să intre în funcţiune în 2025, prin conectarea la reţeaua electrică, având o putere de aproximativ 125 MWe (300 MWt), care se bazează pe tehnologiile existente. Conform intenţiilor exprimate, acest tip de reactor urmează să fie dezvoltat de autorităţile italiene şi române. În 2012 s-a semnat un memorandum de înţelegere între autorităţile italiene şi române, care prevede paşii şi regulile de urmat în vederea stabilirii consorţiului, prevăzut a fi constituit în cursul anului 2013.


104

România şi-a exprimat disponibilitatea pentru găzduirea reactorului pe teritoriul său, un angajament ferm al autorităţilor române cu privire la acest aspect, inclusiv pentru asigurarea fondurilor necesare fiind aşteptat în perioada următoare. Finanţarea acestui proiect se poate face din fonduri structurale, detalii cu privire la necesarul de fonduri urmând a fi identificate după stabilirea consorţiului. Din declaraţiile Comisiei Europene, se are în vedere prioritizarea în viitorul Program de cercetare Orizont 2020 al UE, a proiectelor de reactoare din generaţia a IV-a pe baza unor criterii tehnice, financiare, legale, de piaţă, de amplasare. Cercetarea pe domeniul fisiunii nucleare va putea fi finanţată din Orizont 2020 (dacă se va valida propunerea iniţială a COM pentru acest program), iar infrastructura fizică urmează să fie finanţată din fonduri de coeziune şi de la bugetul naţional.

7.5. Transparenţa şi comunicarea cu opinia publică

La nivelul Uniunii Europene, transparenţa şi comunicarea cu opinia publică ocupă un loc esenţial în abordarea energiei nucleare. Experienţa a demonstrat că presiunea opiniei publice şi forţa unor organizaţii nonguverna-mentale antinucleare pot determina guvernele statelor în luarea unor decizii neeconomice, neplanificate, care pun în pericol companii mari industriale, dar care decizii, răspund unor aşteptări din partea opiniei publice.

De aceea, pentru creşterea gradului de acceptanţă a publicului faţă de energia nucleară, este deosebit de importantă dezvoltarea unui angajament susţinut în comunicarea cu opinia publică în vederea unei mai bune înţelegeri a contextului actual al politicilor energetice, caracterizat de un necesar uriaş de investiţii în infrastructura şi în sectorul de producere, evaluării celor mai adecvate tehnologii energetice în stabilirea mixtului energetic al ţării, a riscurilor asociate și, în final, a efectelor acestora asupra mediului înconjurător şi asupra schimbărilor climatice.

Există un consens la nivelul tuturor forurilor de dezbatere a problemei nucleare cu privire la faptul că acceptarea nuclearului de opinia publică rămâne o problemă sensibilă în dezvoltarea viitoare a energiei nucleare în Europa.


105

7.6. În loc de concluzii

Energetica nucleară reprezintă opţiunea durabilă pentru satisfacerea cerinţelor energetice ale României, făcând parte din mixtul energetic al ţării prin operarea celor două unităţi nuclearoelectrice la CNE Cernavodă şi programul de finalizare a încă două unităţi pe acelaşi amplasament.

Complexitatea tehnică a domeniului şi obligaţiile asumate de România privind utilizarea paşnică şi în condiţii de securitate nucleară a energiei nucleare, impune adoptarea unei strategii transparente şi o participare activă a Guvernului României în adoptarea deciziilor importante pentru acest domeniu. Asemenea decizii ar trebui să aibă în vedere contextul european şi internaţional, caracterizat prin oportunităţi şi riscuri cu care se confruntă toate investiţiile în domeniul energiei, dar mai ales tehnologiile nucleare, în urma accidentului de la Fukushima:

- Decizia asupra dezvoltării de capacităţi nucleare are o puternică latură politică; dincolo de calculele economice se impune o mare responsabilitate a statului şi a operatorilor în asigurarea cerinţelor de securitate nucleară pentru instalaţiile aflate pe teritoriul ţării şi implementarea culturii de securitate nucleară pe tot lanţul de producere a energiei nucleare.

- Accidentul nuclear de la Fukushima a scos în lumină necesitatea cooperării tuturor autorităţilor statului cu responsabilităţi în asigurarea securităţii şi siguranţei nucleare (protecţiei fizice) a instalaţiilor nucleare în vederea eliminării riscurilor asociate rezistenţei centralelor la accidente care depăşesc bazele de proiectare, erorilor umane cu intenţie sau fără, atentatelor şi actelor teroriste care ar putea avea consecinţe asupra securităţii instalaţiilor nucleare, cu impact major asupra populaţiei şi mediului înconjurător. Raportul Consiliului European în domeniul protecţiei fizice şi siguranţei nucleare, în contextul testelor de stres ale centralelor nucleare, semnalează necesitatea colaborării şi coordonării efective a autorităţilor naţionale responsabile, atât pe palierul securităţii nucleare, cât şi pe cel al siguranţei/protecţiei fizice3.

- Implementarea de concepte moderne privind facilitarea atragerii de investitori/parteneri în realizarea proiectelor nucleare, acceptate în cadrul Uniunii Europene, dar implicând un anumit nivel de intervenţie a statului, fără de care nu se poate realiza bancabilitatea marilor proiecte energetice, inclusiv al celor nucleare.

3 Este recunoscută importanţa Asociaţiei Europeane a Organismelor de Reglementare din Domeniul Siguranţei Nucleare (European Nuclear Security Regulators Association – ENSREA), în crearea unei reţele de comunicare şi schimb de bune practici în securitatea şi siguranţa instalaţiilor nucleare. Este oportună analizarea posibilităţii dobândirii calităţii de membru la ENSRA de către autoritatea competentă română pe domeniul siguranţei nucleare.


106

- Proiectele nucleare sunt investiţii pe termen lung, cu termen de realizare de circa 10-12 ani (din momentul luării deciziei până la punerea în operare). Datorită intensităţii ridicate de capital în faza de construcţie, riscului politic şi de reglementare, alături de percepţia publicului privind securitatea nucleară, precum şi riscul întârzierilor în faza de construcţie, aceste proiecte se confruntă cu mari dificultăţi în finanţare. Cheia succesului constă în bancabilitatea proiectelor noi nucleare care se fundamentează pe mai mulţi factori precum, climatul politic, securitatea energetică, configuraţia pieţei de electricitate, reglementări în domeniul securităţii nucleare, politica de management a deşeurilor radioactive şi legislaţia în domeniul răspunderii civile în caz de accident nuclear.

- Necesitatea constituirii la nivelul ministerului coordonator a unei structuri coordonatoare dedicată domeniului nuclear pe întreg lanţul infrastructurii (minerit, fabricare combustibil nuclear, producere, cercetare). „Foaia de parcurs în domeniul energiei 2050”, emisă de Comisia Europeană în decembrie 2011, prezintă în esenţă două tipuri de scenarii pentru decarbonizarea UE, din perspectiva energiei nucleare: două scenarii care conduc la scoaterea din operare a tehnologiei nucleare până în 2050 şi două scenarii care conduc la o pondere de 15-20% din electricitatea produsă în centrale nucleare. Luând în considerare creşterea rolului electricităţii în viitor pentru decarbonizarea economiei, un calcul estimativ ne arată că energia nucleară va acoperi aproximativ aceeaşi capacitate ca în prezent (deşi în pondere mai mică4), adică circa 140 GWe (cu un factor de utilizare de 85-90%).

ELEMENTE ECONOMICE ŞI FINANCIARE AFERENTE PROGRAMULUI NUCLEAR – ORIZONTURI 2020 şi 2025

Comentarii Preţul energiei electrice livrate: U1, U2, U3+U4 (valori probabile)

U1-32 euro/MWh U2-35 euro/MWh U3 şi U4 60-70 euro/MWh

Valori apreciate pentru U3 şi U4.

Costul investiţiei Depozitului final pentru deşeuri radioactive (după 2020)

800 milioane euro

Costul dezafectării/depozitării este estimat conservativ, fiind valabil pentru prima unitate, ca prime operaţii de acest gen, în România. Evaluarea se poate face ca o cota parte din preţul energiei (pentru dezafectare, respectiv depozitare finală) şi anume de 4-5 euro/MWh, din care 30% dezafectare şi 70% depozitare finală.

Cost dezafectare pentru o unitate (probabil după 2030)

800-1.000 milioane euro

4 În prezent, energia nucleară acoperă circa 30% din producţia totală de electricitate a UE, în timp ce scenariile menţionate consideră o pondere a energeticii nucleare între 15 şi 28%.


107

Comentarii Reparaţia capitală/retubarea la U1: Programare probabilă - Durata Costul estimat al echipamentelor şi montajul Costul energiei electrice nelivrate pe perioada de oprire (10 TWh pentru 2 ani de oprire)

- 2022-2024 - Durata: 2 ani - Cost estimat: 1,0-1,5 mld. euro - circa 1,7 mld. euro

Operaţia este determinată de durata de viaţă a tuburilor de presiune, drumul critic fiind determinat de operaţiunea de înlocuire a acestor De regulă, se efectuează şi alte operaţiuni (modernizare/creştere putere turbogenerator, posibila înlocuire generatoare abur etc.) Se pot iniţia aranjamente comerciale în avans pentru diminuarea efectului economic al energiei nelivrate

Costul U3 şi U4 Realizate la termen (2020) Realizate le termene amânate

5,3 miliarde euro (investiție specifică 3.700-3.850 euro/kWh) Creşterea costului total cu circa 10-15%

Cifra include contravaloarea prestaţiei antreprenorului general, inclusiv modificările de proiect rezultate în urma accidentului de la Fukushima, costurile beneficiarului şi contribuția în natură (active, apa grea şi combustibilul nuclear – inventarul inițial); Nu sunt incluse cheltuielile financiare deoarece modalităţile de finanţare efective nu sunt stabilite; Amânarea proiectului crește riscul de pierdere a oportunităţii de realizare

Costuri asociate apei de răcire (Pragul Bala etc.)

70 milioane euro (estimare grosieră)

Cheltuielile legate de amenajarea Dunării trebuie preluate de Ministerul Transporturilor


108

8. INFLUENŢA INVESTIŢIILOR DIN DOMENIUL ENERGIEI ASUPRA ECONOMIEI NAŢIONALE

Una dintre problemele care, inevitabil, apar în analiza eficienţei economice a investiţiilor o reprezintă optimizarea folosirii capitalului limitat astfel încât rezultatul economic să fie maxim. În acest context, este legitimă întrebarea dacă – în condiţiile generării restrictive a capitalului la nivelul economiei naţionale, ca şi a costului acestuia mai ales în toiul actualei crize, este mai bine să folosim aceşti bani în investiţii într-unul sau altul dintre sectoarele economice.

Considerăm că abordarea din acest studiu depăşeşte această problemă legitimă a dezvoltării economice, din mai multe motive:

Produsele sectorului energiei fac parte – în afara surselor financiare – din cele trei ingrediente de bază necesare dezvoltării economiei: forţa de muncă, materiile prime şi energia. Fără suficientă energie, nu se pot dezvolta nici celelalte sectoare ale economiei.

Presupunând existenţa unei pieţe interne europene complet liberalizată (ceea ce se preconizează oricum la nivelul anului 2020), la necesarul de energie al dezvoltării economiei naţionale prognozat există trei soluţii posibile: i) acoperirea necesarului doar din surse proprii ale ţării; ii) acoperirea necesarului din importuri de pe piaţa internă europeană şi din sursele externe tradiţionale; iii) o combinaţie între cele două soluţii extreme. Soluţia adoptată de studiu este, evident, cea de a combina extremele.

De aceea, criteriul care stă la bază stabilirii scenariului cel mai probabil din acest studiu a fost costul minim actualizat. În aceste condiţii, se realizează pe de o parte necesarul de energie (cu condiţiile impuse de pachetul european energie – schimbări climatice), iar, pe de altă parte, se asigură structura cea mai eficientă a sectorului făcând dilema de la care am plecat fără obiect. Într-adevăr, prin optimizarea consumului probabil de energie şi a structurii sectorului energetic, restricţionate de obligaţiile ţării ca stat membru al UE, se poate ajunge la investiţiile care trebuie neapărat realizate în sector pentru a atinge ţintele asumate.

8.1. Propunere de model macroeconomic de legătură dintre eficienţa energetică şi PIB

În privinţa efectelor asupra performanţei economice a ţării, vom pleca de la un model matematic propus de savantul brazilian Jose Goldenberg, unul din specialiştii recunoscuţi ai eficienţei energetice şi dezvoltării durabile şi artizan al Acordului de la Rio şi al unor programe de promovare a utilizării biomasei.


109

Se pleacă de la definiţia intensităţii consumului de energie:

i = E/PIB (8.1)

unde: i este intensitatea consumului de energie, în unităţi de energie pe unităţi monetare; E – consumul final de energie al ţării, în unităţi de energie (de ex. toe sau PJ), iar PIB – produsul intern brut, în unităţi monetare.

Relaţia de mai sus, prin înmulţire şi împărţire cu numărul de locuitori (Pop), duce la:

i = (E/Pop)/ (Pop/PIB) = e/pib ( 8.2)

unde: e este consumul final de energie pe cap de locuitor, în unităţi energie/loc.; respectiv pib – produsul intern brut/loc., în unităţi monetare per capita.

Din prelucrarea relaţiei (8.2) se poate obţine:

PIB = e * Pop/i ( 8.3)

Diferenţiind, se ajunge la formula:

ΔPIB = Pop*Δe/i + e*ΔPop/i – e*Pop*Δi/i2 (8.4)

Prin împărţirea relaţiei (8.4) la (8.3) – posibil de realizat întrucât niciunul dintre termenii din (8.3) nu poate fi nul – se ajunge la formula:

ΔPIB/PIB = Δe/e + ΔPop/Pop – Δi/i (8.5)

sau în procente:

100* ΔPIB/PIB = 100*Δe/e + 100*ΔPop/Pop – 100* Δi/i (8.6)

Ultima relaţie – care leagă variaţia specifică a PIB de variaţia consumului final de energie a unei ţări, de variaţia numărului de locuitori şi de variaţia specifică a intensităţii consumului final de energie poate fi interpretată în următorul fel:

Creşterea PIB aferentă schimbărilor în structura consumului de energie se datorează următorilor factori:

Variaţia consumului specific de energie per capita, care are două componente: consumul propriu al cetăţeanului ca individ şi consumul de energie aferent cetăţeanului ca factor de producţie. Există aici nişte tendinţe contradictorii: în primul rând, consumul individului are tendinţa să scadă prin programe sprijinite de stat cum ar fi reabilitările termice sau sprijinirea înlocuirii becurilor cu incandescenţă prin cele de înaltă eficienţă, în timp ce consumul eficient de energie din ramurile productive creşte în cazul economiilor puternice şi prin aceasta ajută la creşterea PIB.

Creşterea populaţiei este un factor favorizant. Din nefericire, în cazul României, termenul ΔPop/Pop este negativ, având efecte defavorabile directe asupra variaţiei PIB.


110

Al treilea factor îl reprezintă variaţia specifică a intensităţii energetice Δi/i. Este clar că acesta aduce o contribuţie esenţială la îmbunătăţirea PIB prin folosirea mai eficientă a energiei în economie atât la nivelul ramurilor productive, cât şi la nivelul consumului casnic (de exemplu, prin aparatura casnică mai eficientă din punct de vedere energetic). Prin scăderea intensităţii energetice, – Δi/i devine pozitiv şi contribuie la creşterea PIB.

În tabelul nr. 8.1 se prezintă variaţia probabilă a factorilor analizaţi mai sus şi creşterea relativă a PIB din cauza modificării structurii şi a noilor investiţii în energie până la momentul 2020.

Folosind relaţia finală (8.5) se poate observa uşor influenţa intensităţii energetice asupra produsului intern brut. Este evident că legătura este directă şi – în cazul unor variaţii nesemnificative a numărului de locuitori şi a consumului specific per capita de energie primară, scăderea cu un anumit procentaj x% a intensităţii energetice (deci o folosire mai eficientă a surselor primare) duce la creşterea procentuală de aceeaşi magnitudine a produsului intern brut.

În situaţia României, lucrurile sunt, evident, mai complexe. Scăderea populaţiei este un fapt demonstrat, ceea ce face ca factorul ΔPop/Pop să diminueze efectul favorabil al îmbunătăţirii intensităţii energetice, făcând compo-nenta consumului de energie per capita foarte importantă. În tabelul nr. 8.1, se calculează variaţia diverşilor factori şi influenţă finală asupra PIB aşa cum ar rezulta pe baza prognozei prezentată în capitolul anterior. Deci utilizând această metodă rezultă o creştere medie anuală de 3,7% a PIB pe parcursul celor nouă ani, în timp ce una din prognozele acceptate de CNP consideră o creştere medie anuală de 3,3%. Elementul care ar putea diferenţia cele două prognoze îl reprezintă modul în care s-a apreciat variaţia intensităţii energetice până în 2020, cu valoarea impusă de 20% reducere în 2020 faţă de business-as-usual din anul 2011, ca şi variaţia diferită a numărului de locuitori ai ţării.

8.2. Propunere de model de tip top-down pentru determinarea investiţiilor necesare pentru reducerea consumului final de energie prin îmbunătăţirea eficienţei energetice

Analizele privind efectele eficienţei energetice se realizează – de obicei – prin două abordări. Acestea sunt cunoscute sub denumirile uzuale botom-up, respectiv top-down. Prima dintre aceste abordări presupune definirea unui program realist de proiecte de eficienţă energetică (EE), calculul – pe baza performanţelor aşteptate – a efectelor privind economiile de energie, ca şi a costurilor aferente acestor proiecte. Această abordare este laborioasă şi stă la baza planurilor naţionale de eficienţă energetică propuse pentru realizarea ţintelor

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

111

Tab

elu

l nr.

8.1

. Var

iaţia

div

erşi

lor

fact

ori ş

i inf

luenţă

fin

ală

asup

ra P

IB

U

M

2011

20

12

2013

20

14

2015

20

16

2017

20

18

2019

20

20

E

Mil

tep

3554

5 35

545

3600

0 36

570

3721

0 37

880

3849

0 39

115

3975

0 40

390

E

tep/

loc

1661

16

65

1686

17

53

1757

17

94

1828

18

66

1904

19

42

Δe

tep/

loc

- 4

25

92

96

133

167

205

280

281

Δe/

e -

- 0,

0021

0,

0351

0,

0351

0,

0543

0,

0737

0,

0914

0,

1097

0,

1273

0,

1444

P

op

Mil

loc

21,3

9 5 21

,350

21

,300

21

,240

21

,180

21

,120

21

,050

20

,960

20

,880

20

,800

Δpo

p M

il lo

c -

-0,0

45

-0,0

5 -0

,06

-0,2

15

-0,2

75

-0,3

45

-0,4

75

-0,5

55

-0,6

35

ΔP

op/P

op

- -

-0,0

02

-0,0

04

-0,0

07

-0,0

10

-0,0

13

-0,0

16

-0,0

21

-0,0

25

-0,0

29

I te

p/10

00

Eur

200

8 0,

266

0,25

9 0,

253

0,24

9 0,

243

0,23

8 0,

231

0,22

7 0,

223

0,21

8

Δi

tep/

1000

E

ur 2

008

- -0

,007

-0

,013

-0

,017

-0

,023

-0

,028

-0

,035

-0

,039

-0

,043

-0

,048

Δi/i

-

- -0

,027

-0

,051

-0

,068

-0

,095

-0

,118

-0

,152

-0

,172

-0

,193

-0

,220

Δ

PIB

/PIB

fat

a de

201

1 -

- 0,

027

0,06

4 0,

096

0,01

39

0,17

8 0,

227

0,26

1 0,

295

0,31

4 C

reşt

ere

rela

tivă

a P

IB d

e la

an

la a

n %

-

2,7%

3,

7%

3,2%

4,

3%

3,9%

4,

8%

3,4%

3,

5%

4,1%

Sur

sa: C

alcu

lele

aut

oril

or.


112

strategice ale statelor membre ale UE. Nu este rolul prezentei lucrări să realizeze o asemenea analiză, însă – în cele ce urmează – autorii studiului propun un model direct şi simplu la nivel macro (dar, evident, mai puţin exact) pentru determinarea investiţiilor aferente măsurilor de eficienţă energetică pentru reducerea cu 20% a consumului final de energie al României prin măsuri de EE, ţinta stabilită prin Pachetul legislativ Energie-Schimbări Climatice şi întărită de prevederile noii Directive pentru EE şi cogenerare de înaltă eficienţă. El este de tipul top-down în sensul că pleacă de la nivelul ţintei prestabilite şi calculează suma investiţiilor necesare ca această ţintă să fie realizată.

Principiul care stă la baza propunerii de model îl reprezintă faptul că piaţa face să fie promovate şi implementate numai proiectele bancabile. Acest principiu este alterat în cazul proiectelor sprijinite prin fonduri europene pentru că acolo se urmăresc şi alţi indicatori, mai ales cei legaţi de emisiile de gaze cu efect de seră.

Revenind la proiectele de eficienţă energetică normale, promovate de obicei în sectorul privat, dar şi la cele privind îmbunătăţirea performanţelor clădirilor, indiferent de proprietate, caracteristica acestora o reprezintă existența unor indicatori economici favorabili, fără de care nicio instituţie financiară nu ar asigura vreun împrumut. Sigur că acestea se pot situa într-o marjă mare de performanţe, însă media lor (conform multor articole şi studii de specialitate) se situează în zonă: rata internă de recuperare a investiţiei de 12% sau mai mare, iar durata de recuperare a investiţiei de circa 6-7 ani (evident sunt proiecte şi mai bune, dar şi mai rele decât această valoare medie).

Modelul propus se bazează pe următoarele realităţi şi ipoteze:

Conform Directivei 2006/32 şi a noii Directive pentru EE şi cogenerare de înaltă eficiență, fiecare stat membru, inclusiv România, trebuie să-şi reducă consumul final de energie cu 20% faţă de aşa-numitul consum Business-As-Usual (BAU). Dacă se cunoaşte economia de energie ce trebuie realizată prin măsurile de EE (fie aceasta ΔE în toe/an), aceasta are o valoare dependentă de preţurile purtătorilor de energie şi de structura mixtului de combustibil al ţării. Notând cotele acestor purtători de energie în structura mixtului cu Qi, în %, se poate scrie relaţia de calcul a preţului mediu ponderat al energiei:

Pm = ∑Qi*Pi/100 [UM/toe] (8.7)

Unde: Pm este preţul mediu al energiei, în unități monetare/toe, iar Pi este preţul unităţii purtătorului i de energie, tot în unităţi monetare/toe.

Se poate acum calcula valoarea anuală a economiilor de energie:

ΔV = Pm* ΔE [UM/an] (8.8)

Această valoare a economiilor anuale de energie obţinute prin eficientizare energetică trebuie să acopere investiţiile pe o durată de recuperare medie Drm (aşa


113

cum s-a arătat mai sus, o valoare acceptabilă şi realistă de 6,5 ani). Rezultă formula de determinare a investiţiilor aferente măsurilor de eficienţă energetică:

IEE = ΔV* Drm [UM] (8.9)

În lucrarea European union’s climate change policy and the investment opportunities în România [46] s-a realizat un asemenea calcul luând în considerare datele din Strategia Energetică a României 2007-2020 şi a Cincea Comunicare Naţională a României către IPCC (2009). Conversia dintre emisia de CO2 şi producţia aferentă de energie s-a făcut utilizând factorii uzuali de emisie şi s-a ajuns la valoarea de 73,782 gCO2 echiv/GJ.

Pentru calcule mai complicate a se vedea şi lucrarea Politici investiţionale în domeniul energiei [70]. Întrucât anul de referinţă pentru prevederile pachetului legislativ energie – schimbări climatice este 2005, reducerea de consum de energie de 20% s-a luat faţă de acel an. Ţinând seama de aceste ipoteze, rezultă o reducere necesară numai la nivelul sectorului energiei electrice de circa 13,68 TWh. Între 2005 şi 2009, preţul mediu al energiei electrice pe piaţa angro a fost (conform site-ului ANRE) între 30 şi 55 euro/MWh, ajungând la nivelul anului 2020 (datorită cotei de 20% regenerabile care aduce cu sine preţul suplimentar al certificatelor verzi) la circa 72 euro/MWh. În aceste condiţii, economia anuală de energie electrică ar echivala la nivelul anului 2020 cu o valoare anuală de circa 985 mil. euro, care la o perioadă de recuperare de 6,5 ani ar duce la un necesar investiţional în eficienţă energetică de circa 6,4 mld. euro până în 2020.

8.3. Influenţa necesarului de investiţii din energie asupra dezvoltării economiei naţionale

Indicatorul sintetic care descrie cel mai bine dezvoltarea economică rămâne – cu toate criticile asupra sa – produsul intern brut (PIB). Prezentul subcapitol are drept scop să identifice influenţa investiţiilor din sectorul energiei electrice asupra întregii economii naţionale, răspunzând la întrebarea legitimă dacă aceste investiţii au sau nu o contribuţie importantă la creşterea PIB în perioada următoare.

În prezentul studiu, propunem să identificăm această corelare prin calculul indicatorului valoarea adăugată brută (VAB) din sectorul energiei electrice (a), prin una din cele trei metode acceptate şi anume cea a consumului şi a impactului asupra PIB, utilizând metoda funcţiei de producţie (b).

a) Impactul asupra VAB din sectorul energiei electrice

Conform acesteia, VAB se poate calcula prin relaţia:

VAB = consumul privat + investiţia brută + cheltuielile guvernului + + (export − import)


114

sau

VAB = C + Inv + CG + (Exp – Imp) (8.10)

În cazul de faţă, variaţia consumului în unităţi monetare aferentă implementării programelor investiţionale în sectorul energiei electrice se datorează variaţiei consumului final de energie al populaţiei, deci ΔC poate fi scris sub forma:

ΔC = Ef*pf – Ei*pi (8.11)

Unde: Ef şi Ei sunt consumurile (la finalul, respectiv începutul intervalului de timp), de energie electrică ale consumatorilor casnici, pi şi pf fiind preţurile energiei electrice la capetele intervalului.

Inv include investiţiile în noi echipamente dar nu şi în înlocuirea activelor existente şi nici investiţiile financiare.

CG cuprinde suma cheltuielilor guvernamentale pentru achiziţionarea bunurilor şi serviciilor. În cazul de faţă, în calculul variaţiei VAB, se iau în considerare doar variaţiile de consum de energie electrică la sfârşitul perioadei faţă de începutul acesteia.

Ex – Imp reprezintă exportul net. În cazul de faţă, scenariile considerate nu au luat în calcul posibilitatea de modificare esenţială a exportului net fizic de energie electrică în 2020 faţă de momentul 2012.

O relaţie echivalentă cu formula (8.10) este următoarea:

VAB = cheltuielile cu consumul final + formarea bruta de capital (Inv + CG)+ exportul net, adică:

VAB = Cons + Inv + (Exp-Imp) (8.12 )

În cazul de faţă Cons reprezintă chiar consumul final de energie electrică.

În legătură cu investiţiile propriu-zise este necesar să detaliem câteva lucruri. În primul rând, o bună parte a investiţiilor se va realiza prin scheme fie de tipul parteneriatului public-privat (PPP), fie în întregime privat – mai ales în domeniul explorării şi exploatării resurselor primare de hidrocarburi prin concesiuni, dar şi în dezvoltarea proiectelor de centrale electrice clasice sau pe bază de surse regenerabile. Implementarea „pură” de către companii de stat a unor obiective energetice va fi rară.

Pe de altă parte, având în vedere schemele de finanţare uzuale, la o rată equity/debt de 35/65%, indiferent de forma de proprietate, rezultă un necesar de


115

equity de circa 3,09 mld. euro, în timp ce vor trebui atrase circa 5,74 mld. euro de pe piaţa financiară.

Aşa cum s-a calculat în capitolul 7 (a se vedea pentru amănunte şi anexele 1 şi 2), necesarul de investiţii între 2012 şi 2020 este cel din tabelul nr. 8.2.

Consumul net de energie electrică a fost prognozat în acest studiu (tabelul nr. A.2.1 din anexa 2), iar valorile sunt reluate în tabelul nr. 8.3. care prezintă şi influenţa investiţiilor din sectorul energiei electrice asupra VAB până în anul 2020.

Trebuie însă luat în considerare faptul că industria românească nu mai poate acoperi necesarul de echipamente, deci valoarea investiţiilor va fi acoperită atât de pe piaţa internă, cât şi de pe piaţa externă. De exemplu, la noile centrale hidro, o bună parte din investiţie se consumă pe construcţii civile şi mai puţin pe echipamente. În schimb, la fermele eoliene sau la cele fotovoltaice, echipamentul costă mai mult şi este din import, componenţa de construcţii montaj fiind minoritară (10-15%). La înlocuirea unor grupuri termo, valoarea echipamentelor este majoritară, iar construcţia şi montajul sunt minore. De aceea, valorile prezentate mai sus trebuie considerate a fi maximale.

Tabelul nr. 8.2. Necesarul de investiţii până în 2020

2011-2015 2016-2020 2011 – 2020

Total necesar de putere nouă Investiţie totală necesară din care:

MW

Mil. euro

910

1753

4500

7084

5410

8837 Investiţia totală în hidrocentrale

Mil. euro

588

2249

2837

Investiţia totală în centrale electrice pe biomasă

Mil. euro

975

425

1400

Investiţie totală în programul nuclear*)

Mil. euro -

- -

Investiții estimate Mil. euro 190 4410 4600 *) Investiţiile apar probabil după 2020.

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

11

6

Tab

elu

l nr.

8.3

. Cal

culu

l im

pact

ului

inve

stiţi

ilor

asu

pra

VA

B d

in s

ecto

rul e

nerg

iei e

lect

rice

20

12

2013

20

14

2015

20

16

2017

20

18

2019

20

20

1. C

onsu

m in

tern

net

en

ergi

e el

ectr

ică

(TW

h)

Rit

m a

nual

de

creş

tere

(%

)

56,4

2,

0

57,4

2,

0

58,5

5 2,

0

59,9

2,

6

61,4

5 2,

6

63,0

2,

6

64,7

2,

6

66,4

2,

6

68,1

2,

6 2.

Con

sum

inte

rn n

et c

asni

c (c

onsi

dera

t 16%

di

n co

nsum

ul to

tal)

, în

TW

h 9,

02

9,18

9,

37

9,58

9,

82

10,0

8 10

,35

10,6

2 10

,89

2. S

old

expo

rt-i

mpo

rt (

TW

h)

2,7

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,2

3,3

3,5

3. D

urat

a de

util

izar

e pu

tere

de

vârf

con

sum

in

tern

(h/

an)

6190

62

10

6230

62

00

6163

61

60

6160

61

52

6140

4.

Preţ p

roba

bil e

nerg

ie e

lect

rică

la

cons

umat

orul

cas

nic*)

dat

orată

inve

stiţi

ilor

în

sec

tor,

în E

uro

2012

/MW

h

120,

9 12

3,87

12

7,03

13

2,49

13

9,99

15

7,11

16

9,31

18

7,20

20

3,13

5. V

aloa

re c

onsu

m to

tal,

în m

ld E

uro

2012

6,

82

7,11

7,

44

7,94

8,

60

9,90

10

,95

12,4

3 13

,83

6. V

aloa

re c

onsu

m c

asni

c, în

mld

Eur

o 20

12

0,24

0,

25

0,25

0,

34

0,36

0,

41

0,44

0,

49

0,53

7.

PIB

pro

gnoz

at**

) , în

mld

Eur

o 20

12

133,

0 14

9,1

159,

5 16

9,8

180

190,

5 20

0,9

212,

1 22

4,2

8.In

crem

entu

l anu

al a

l inv

estiţie

i, în

mld

E

uro

2012

-

0,44

2 0,

442

0,70

7 0,

884

2,38

6

1,32

6 1,

767

0,88

4

9. A

port

pro

cent

ual l

a V

AB

, în

%

- 0,

337

0,30

1

0,50

0 0,

532

1,35

0 0,

712

0,90

3 0,

436

*) c

orel

at c

u su

bcap

itolu

l 9.2

. **

) cor

elat

cu

prog

noza

CN

P. I

nflaţia

în z

ona

euro

con

side

rată

: 2,8

% p

entr

u 20

10, r

espe

ctiv

2,4

% p

entr

u 20

11.

***)

vez

i sub

capi

tolu

l 9.2

.


117

b) Impactul asupra PIB utilizând metoda funcţiei de producţie

Plecând de la forma generală a funcţiei de producţie clasică y = f(x1, x2, …, xn), unde x1, x2, …, xn reprezintă cantităţile din cele n inputuri, iar y reprezintă outputul maxim, vom utiliza o funcţie de producţie multifactorială, în care vom lua în considerare factorii de producţie capitalul (K) şi munca (L).

Astfel, funcţia folosită în continuare va fi exprimată sub forma Y = f (K,L).

În cazul nostru, am utilizat următoarele variabile pentru perioada de timp 1991-2020:

- Variabila endogenă (Y) = PIB exprimat în preţuri 2005 (miliarde lei); - Variabila exogenă (L) = populaţia ocupată; - Variabila exogenă (K) = stocul de capital, exprimat în preţuri 2005

(miliarde lei).

Plecând de la datele de mai sus am folosit următorul model pentru estimarea unei funcţii de tip Cobb-Douglas:

Y = AKαL β. (8.13)

În literatura de specialitate, de cele mai multe ori, A reprezintă parametrul de eficienţă (tehnologică sau de altă natură), însă în cazul nostru după logaritmare îl vom folosi ca vector al reziduurilor.

Logaritmând în ambele părţi ale egalităţii, modelul de mai sus a fost adus la o ecuaţie liniară care are următoarea specificaţie:

log Y = log A + αlogK +βlogL (8.14)

Coeficienţii acestei ecuaţii au fost estimaţi cu ajutorul programului Eviews. Astfel α, β (nenegativi) reprezintă modificările proporţionale ale PIB-ului în cazul unei modificări proporţionale asupra variabilelor exogene K şi, respectiv, L. Acest lucru implică faptul că α+β ne arată intensitatea randamentelor la scară.

Astfel pentru ecuaţia (8.14), avem următoarea situaţie conform Eviews:

Dependent Variable: LOG(Y) Method: Least Squares Date: 10/01/12 Time: 11:23 Sample: 1991 2020 Included observations: 30

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

C 4.416736 1.693443 2.608140 0.0147LOG(K) 0.477933 0.026166 18.26547 0.0000LOG(L) 0.063221 0.159822 0.395570 0.6955


118

R-squared 0.962145 Mean dependent var 10.26234Adjusted R-squared 0.959341 S.D. dependent var 0.274447S.E. of regression 0.055340 Akaike info criterion -2.856018Sum squared resid 0.082687 Schwarz criterion -2.715899Log likelihood 45.84028 Hannan-Quinn criter. -2.811193F-statistic 343.1258 Durbin-Watson stat 0.605404Prob(F-statistic) 0.000000

Observăm astfel în cazul ecuaţiei (8.14) că α + β < 1, ceea ce ne indică faptul că parametrul A, ce denotă impactul progresului tehnologic, nu a fost luat în considerare. După cum ştim în cazul în care α + β< 1, funcţiile de tip Cobb-Douglas au randamente la scară descrescătoare sau altfel spus modificarea PIB va fi mai mică decât modificarea factorilor de producţie, K şi L. Aceeaşi observaţie este valabilă şi în cazul funcţiei ce depinde de KI din ecuaţia (8.16).

Testul Durbin Watson care ne ajută să determină prezenţa corelării seriale, ne furnizează o valoare mai mică decât cea teoretică, dL, ceea ce ne confirmă prezenţa autocorelării. În acest caz, un alt test ar fi fost mai indicat, însă folosim Durbin Watson, datorită faptului că perioada studiată este scurtă.

Pentru a putea neutraliza autocorelarea, am introdus o nouă variabilă exogenă, cu acest singur scop, şi anume AR(1), care reprezintă un proces autoregresiv de ordinul 1.

În acest fel, s-au obţinut noi valori pentru estimatorii parametrilor, însă cu semnificaţii mai bune:

Dependent Variable: LOG(Y) Method: Least Squares Date: 10/01/12 Time: 11:45 Sample (adjusted): 1992 2020 Included observations: 29 after adjustments Convergence achieved after 7 iterations


C 7.300476 2.407817 3.031989 0.0056LOG(K) 0.501947 0.042706 11.75344 0.0000LOG(L) -0.280813 0.249327 -1.126283 0.2707AR(1) 0.646589 0.123385 5.240413 0.0000

R-squared 0.983932 Mean dependent var 10.27401


119

Adjusted R-squared 0.982004 S.D. dependent var 0.271624S.E. of regression 0.036438 Akaike info criterion -3.658971Sum squared resid 0.033193 Schwarz criterion -3.470379Log likelihood 57.05508 Hannan-Quinn criter. -3.599906F-statistic 510.3080 Durbin-Watson stat 1.131462Prob(F-statistic) 0.000000

Vom păstra în continuare forma acestui model şi prin prisma celorlalte teste, prin faptul că R2 este foarte aproape de 1, probabilităţile şi statisticile t fiind suficient de concludente.

În varianta a doua, cea în care luăm în considerare şi investiţiile în energie, înlocuim variabila K cu KI; unde KI = K + Investiţiile în energie (începând cu 2013, până în 2020):

Y = AKI αLβ (8.15)

Şi forma liniară după logaritmare:

log Y = log A + αlogKI + βlogL (8.16)

După cum s-a stabilit anterior, nivelul investiţiilor (exprimate în milioane euro) pentru perioada 2011-2015 se ridică la 1.753 mil. euro, iar pentru perioada 2016-2020 la 7.084 mil. euro.

În cazul simulării noastre am utilizat următoarele sume pentru investiţii (exprimate în mil. lei), calculate la cursul mediu anual din 2005, 1 euro = 3,6234 lei (pentru a menţine anul de bază 2005, an la care sunt raportate PIB, stocul de capital şi FBCF).

An 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Valoare investiţii (mil. lei)

1602 1602 2562 3203 8645 4805 6403 3203

Pentru estimarea parametrilor ecuaţiei (8.16), avem:

Dependent Variable: LOG(Y) Method: Least Squares Date: 10/01/12 Time: 11:58 Sample (adjusted): 1992 2020 Included observations: 29 after adjustments Convergence achieved after 6 iterations


120


C 7.709633 2.379488 3.240039 0.0034LOG(KI2005) 0.486897 0.041053 11.86015 0.0000

LOG(L) -0.307525 0.245735 -1.251451 0.2224AR(1) 0.637626 0.125063 5.098421 0.0000

R-squared 0.983632 Mean dependent var 10.27401Adjusted R-squared 0.981668 S.D. dependent var 0.271624S.E. of regression 0.036777 Akaike info criterion -3.640449Sum squared resid 0.033814 Schwarz criterion -3.451856Log likelihood 56.78651 Hannan-Quinn criter. -3.581384F-statistic 500.7899 Durbin-Watson stat 1.150780Prob(F-statistic) 0.000000

Pentru a putea stabili eficienţa unui singur factor de producţie, şi anume K respectiv KI, asupra PIB-ului, vom folosi indicatorul marginal specific lui K respectiv KI, asociat funcţiilor (8.13) şi (8.15):

εK = ∂f/∂K = AαK α-1L β= α(Y/K)) (8.17)

εKI = ∂f/∂KI = AαKI α-1L β= α(Y/KI) (8.18)

În continuare putem observa în tabelul nr. 8.4, indicatorul marginal care măsoară contribuţia efectivă a factorului K respectiv KI asupra PIB:

Tabelul nr. 8.4. Indicatorul marginal (K) şi contribuţia efectivă a lui K şi KI în PIB

(mil. lei)

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

K 993296 1048082 1108503 1174547 1245642 1321673 1402791 1489791

KI 1009311 1064097 1134120 1206578 1332096 1369719 1466817 1521822

K (investiţiile în energie)

1602 1602 2562 3203 8645 4805 6403 3203

εK 0,1908 0,1855 0,1800 0,1745 0,1689 0,1635 0,1582 0,1531

εKI 0,1838 0,1770 0,1717 0,1655 0,1597 0,1512 0,1485 0,1429

Creştere PIB datorită majorării K cu I (investiţiile în energie)

2970 2883 4469 5409 14131 7599 9800 4743

Sursa: Calcule ale autorilor.


121

Astfel, putem determina în continuare evoluţia PIB şi impactul investiţiilor în energie asupra PIB-ului, cu ajutorul următorilor indicatori:

a) Indicele de dinamică şi ritmul de dinamică, cu bază fixă – faţă de anul 2012 (procentual):

AN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 It%/1 112,0 115,3 123,8 130,4 159,7 144,3 154,5 143,7 Rt/1 12,0 15,3 23,8 30,4 59,7 44,3 54,5 43,7

b) Indicele de dinamică şi ritmul de dinamică, cu bază mobilă – faţă de

anul anterior (procentual):

AN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 It

%/t–1 112,0 102,9 107,3 105,4 122,5 90,4 107,1 93,0

Rt/t–1 12,0 2,9 7,3 5,4 22,5 -9,6 7,1 -7,0 c) Indicele mediu de dinamică şi ritmul de dinamică, pe orizontul de timp

2012-2020:

Ĩ = (∏nt=2 It/t-1)

1/(n-1) = 1,046 (104,6%)

R = (I-1) * 100 = +4,64%

Deci, în perioada 2012-2020, impactul estimat al investiţiilor în sectorul energetic asupra PIB este de +4,64 puncte procentuale.


122

9. MODIFICĂRI VIITOARE PROBABILE ALE PREŢULUI ENERGIEI ELECTRICE

9.1. Premise

Preţurile energiei electrice depind, într-o piaţă liberalizată, de jocul cererii şi ofertei, dar trebuie să satisfacă inevitabil principiul „cost plus”, iar costurile sunt legate de comportamentul preţurilor purtătorilor primari de energie. Acestea sunt la rândul lor formate, pentru unii dintre purtători, pe pieţe mondiale (cărbune energetic, ţiţei şi prin legătură uzuală – gazele naturale), pe pieţe regionale (energia electrică şi gazele importate), respectiv pe pieţele domestice (energia electrică, lignit şi huilă produse în ţară). De aceea, este deosebit de dificil să se aprecieze valorile acestor preţuri pe termen lung, însă un lucru este cert: în viitor, pe termen lung, costul combustibililor fosili nu poate decât să crească dintr-o multitudine de motive. Efectele acestei tendinţe sunt clare: costuri mai mari de producere şi de aici preţuri mai mari de ofertare pe piaţa internă.

Întrucât, aşa cum am spus mai sus, influenţele sunt complexe şi depind de mişcările pieţelor mondiale şi regionale, respectiv continentale, prezentul studiu ia în considerare o serie de lucrări ([1], [2], [3], [4], [5]) care fac aprecieri, respectiv propun modul în care aceste preţuri ar putea evolua în condiţii normale şi fără luarea în considerare a unor evenimente politice sau conflictuale în zonele fierbinţi ale globului. În cele ce urmează vom rezuma aceste tendinţe.

a) Costul combustibililor fosili ([71] şi [72])

Din jocul creşterii cererii mondiale de petrol, gaze naturale şi cărbune, fapt acceptat de toate lucrările AIE, şi a creşterii costurilor de extracţie pe măsura epuizării zăcămintelor uşor exploatabile. Totuşi, este riscant să se aprecieze evoluţia preţurilor combustibililor fosili şi de aceea este de remarcat lipsa unor predicţii clare ale acestor evoluţii, comparativ cu abundenţa predicţiilor evoluţiei consumului acestor resurse ([71]), întrucât dificultatea realizării predicţiilor de evoluţie a preţurilor este recunoscută chiar de companiile ce exploatează zăcăminte de petrol şi gaze naturale, companii care la Forumul Internaţional al Energiei de la Cancun (IEF) din martie 2010 au cerut insistent o stabilizare a pieţelor de hidrocarburi şi o creştere a predictibilităţii preţurilor, capabile să asigure investiţiile upstream ([72]).

Conform lucrării [72], în România „aproape 40% din producţia de energie electrică se bazează pe cărbune. În ultimii ani, preţul cărbunelui autohton a crescut


123

cu circa 10% pe an, pe fondul indexării cu inflaţia şi a creşterii costurilor de extracţie. Suplimentar, din 2011 a fost eliminată subvenţia pentru huilă, cu excepţia minelor ce se vor închide până în anul 2018, ceea ce va duce la o nouă creştere a preţului acestui cărbune (estimat cu până la 40%)”.

b) Costul emisiilor de CO2

Sistemul de tranzacţionare a certificatelor de emisii [74] asigură internalizarea costurilor cu emisiile de gaze cu efect de seră în preţul energiei, deci o nouă creştere. Din nou este dificil de realizat o predicţie a acestor costuri, deoarece certificatele de emisii se tranzacţionează pe o piaţă concurenţială, iar preţul unei tone de CO2 a variat în trecut de la câţiva eurocenţi la peste 20 de euro.

În ceea ce priveşte România, lucrarea [72], considerând un preţ al tonei de CO2 de 35 de euro – valoare utilizată în simulări şi de Comisia Europeană, se pot estima costuri suplimentare de:

- 6 euro/MWh în 2012 (achiziţie a 20% din certificatele de emisii necesare);

- 14 euro/MWh în 2013 (achiziţie a 100% din certificatele de emisii necesare).

Pe lângă transferul la consumatorul final, aceste costuri cu emisiile de gaze cu efect de seră vor duce şi la o modificare a structurii costului producţiei de energie electrică, unităţile pe cărbune devenind marginale.

Se menţionează şi posibilitatea obţinerii unor derogări, prin aplicarea articolului 10c din Directiva 2009/29/EC privind modificarea sistemului de tranzacţionare a certificatelor de emisii. Conform acestui articol, statele membre care îndeplinesc anumite condiţii, printre care şi România, pot aloca gratuit parte din certificatele de emisii necesare unor producători de energie electrică din surse fosile, în mod regresiv şi numai până în 2016.

c) Costul apei

Conform legislaţiei în domeniu, producătorii de energie ce utilizează apa fie direct la producerea energiei electrice (Hidroelectrica), fie în circuitele de răcire, trebuie să o plătească, iar aceste costuri reprezintă între 1% şi 10% din costurile de producţie a energiei electrice, funcţie de tehnologia utilizată. Până în prezent se constată că acest cost al apei a crescut anual, prin hotărâri ale guvernului cu valori cel puţin egale cu rata inflaţiei, iar după schimbarea legislaţiei efectuată la începutul anului 2010, preţul apei poate fi modificat printr-un simplu ordin al ministrului Mediului și Pădurilor.


124

d) Influenţa preţului certificatelor verzi

Creşterea an de an a cotei energiei electrice „verzi” duce la mărirea preţurilor de achiziţionare a energiei electrice la nivelul furnizorilor, respectiv a consumatorului final. În figura nr. 9.1 sunt indicate cotele anuale realizate de achiziţie de certificate verzi în perioada 2005-2011 comparativ cu cele legal stabilite.

Figura nr. 9.1. Cotele anuale realizate de achiziţie de certificate verzi în perioada 2005 – 2011 comparativ cu cele legal stabilite

Sursa: ANRE [74].

Conform ANRE, efectele economice ale cotelor de certificate verzi în prețul energiei electrice la consumatorul final, in intervalul 2005-2010 se prezintă în tabelul nr. 9.1.

Tabelul nr. 9.1. Variaţia preţului energiei electrice la consumatorul final datorită certificatelor verzi

Anul 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Variație preț (lei/MWh)

+0,026 +0,078 +0,144 +0,484 +1,213 +3,552

Pentru perioada următoare, lucrarea [73] avansează, pe baza datelor ANRE şi a viziunii Direcţiei Generale din MECMA, câteva cifre privind impactul simplu al preţului certificatelor verzi aferente cotelor impuse. Conform acestora, se ajunge la creştere a preţului marginal al energiei electrice la nivelul anului 2012 cu circa 27 euro/MWh.

În schimb, Strategia energetică pentru perioada 2007-2020 [76] prevede atingerea unei ponderi de 38% energie electrică din surse regenerabile în totalul consumului brut naţional de energie electrică. Lucrarea [72] consideră că probabil „valoarea va trebui ajustată la circa 41%, în vederea atingerii ţintei de 24% energie din surse regenerabile în total consum brut naţional de energie al anului 2020, ţintă stabilită prin Directiva 2009/28EC”.

0.00%

5.00%

10.00%

0.000%

1.600%

3.200%

4.800%

Cote anuale obligatorii legal stabilite de CV pentru perioada 2005-2010

0.70% 2.22% 3.74% 5.26% 6.28% 8.30%

Cote anuale de CV realizate pentru perioada 2005-2011

0.019% 0.053% 0.098% 0.316% 0.589% 1.566% 3.746%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011


125

În sfârşit, cea mai complexă abordare o au, în privinţa evaluării evoluţiei preţurilor purtătorilor de energie, lucrările [73], [74] și [75]. Pe baza acestora se pot aprecia, în ipoteza a două variante (maxim şi minim), următoarele valori:

a) preţul lignitului autohton este dat în tabelul nr. 9.2 (unitatea monetară este lei 2011)

b) preţul cărbunelui energetic pe piaţa mondială este prezentat în tabelul nr. 9.3.

c) preţul ţiţeiului este preluat din lucrarea instituţiei celei mai autorizate pentru piețele mondiale de energie, şi anume Agenţia Internaţională a Energiei (AIE) în cadrul lucrării [71], în tabelul nr. 9.4.

d) preţul gazelor naturale din import.

Tabelul nr. 9.2. Evoluţia preţului lignitului autohton în perioada 2010-2035

Lignit autohton

UM 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Ritm mediu

2010-2035 (%)

Ipoteza Minim

euro/GJ 1,64 1,58 1,51 1,625 1,755 1,885 0,56

Ipoteza Maxim

euro/GJ 1,83 2,08 2,36 2,68 2,89 3,1 2,13

Ipoteza Minim

lei/t 54,00 52,01 49,71 53,50 57,77 62,05

Ipoteza Maxim

lei/t 60,24 68,47 77,69 88,23 95,14 102,05

Tabelul nr. 9.3. Evoluţia preţului cărbunelui energetic pe piaţa externă în perioada 2010-2035

Cărbune energetic

din import

UM 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Ritm mediu

2010-2035 (%)

Ipoteza Minim

euro/GJ 3,18 3,67 4,24 4,65 5,11 5,62 2,30

Ipoteza Maxim

euro/GJ 3,18 3,98 5,00 5,38 5,80 6,25 2,74

Ipoteza Minim

euro/t 73 85 98 107 118 129 2,30

Ipoteza Maxim

euro/t 73 92 115 124 134 144 2,74


126

Tabelul nr. 9.4. Evoluţia preţului ţiţeiului în perioada 2010-2035

2009 2015 2020 2025 2030 2035 Observaţii

Scenariul de referinţă [$2009/baril]

62 95 108 118 123 125 - se menţin actualele tendinţe de acces pe piaţă; - se menţine ponderea OPEC pe piaţă.

Ritm mediu anual de creştere

5,2%/an 1,0% /an - creşte ponderea consumului în transport

2,7% Sursa: lucrarea [71].

Pe piaţa internaţională preţul gazelor naturale este indexat faţă de preţul ţiţeiului, urmărind evoluţia şi variaţiile acestuia. Aceeaşi Agenţie Internaţională a Energiei a plecat de la valorile maxime şi minime estimate pentru finele anului 2010, aplicându-se indicii de creştere pentru perioada 2010-2035 pentru ţiţei, conform scenariului de referinţă.

Au rezultat următoarele evoluţii pentru preţul gazelor naturale din import în perioada 2010-2035, în cele două scenarii prezentate în tabelul nr. 9.5.

Tabelul nr. 9.5. Evoluţii pentru preţul gazelor naturale din import în perioada 2010-2035

Gaze naturale

din import

UM 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Ritm mediu

2010-2035 (%)

Ipoteza Minim

euro/GJ 6,77 8,04 9,14 10,00 11,40 10,60

Ipoteza Maxim

euro/GJ 7,69 9,13 10,38 11,35 11,83 12,01

Ipoteza Minim

euro/ 1000 m3

255 303 344 377 392 400 1,8

Ipoteza Maxim

euro/ 1000 m3

290 344 390 428 446 453 1,8

Sursa: lucrarea [71].

Pentru preţul păcurii (folosită în special drept combustibil de adaos la centralele pe cărbune) s-a aplicat evoluţia creşterii preţului ţiţeiului la preţul actual al acestui combustibil.


127

Tabelul nr. 9.6. Evoluţia preţului păcurii în perioada 2010-2035

Păcură UM 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Ritm mediu 2010-2035

(%) euro/GJ 6,13 7,35 8,81 9,40 10,02 10,69 2,25

euro/t 256 307 369 394 420 448

e) preţul combustibilului nuclear

Din evaluările efectuate de CN Nuclearelectrica SA se apreciază următoarea evoluţie a preţului combustibilului nuclear, ca valoare la conţinutul de energie, prezentată în tabelul nr. 9.7.

Tabelul nr. 9.7. Evoluţia preţului combustibilului nuclear în perioada 2010-2035

Combustibil nuclear

UM 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Ritm mediu 2010-2035

(%) euro/Gcal 1,39 1,69 2,07 2,34 2,65 3,00 3,12 euro/GJ 0,332 0,404 0,494 0,559 0,633 0,717 3,12

Lucrarea [4] are o abordare interesantă prin calculul poziţiile relative a diferiţilor combustibili din punct de vedere al scenariilor de evoluţie a preţurilor pe piaţă, comparativ cu preţul lignitului în scenariul minim (tabelul nr. 9.8).

Pe baza acestor costuri relative s-au făcut prognoze ale preţurilor combustibililor raportate la unităţi naturale (tabelul nr. 9.8). Pe baza acestor cifre se pot trage următoarele concluzii:

Lignitul rămâne cel mai ieftin combustibil (raportat la unitatea de energie conţinută) comparativ cu ceilalţi combustibili în perioada analizată;

Gazele naturale (mai ales componenta importată) se menţin drept cel mai scump combustibil, dar întrucât produc cel mai redus impact asupra mediului în comparaţie cu ceilalţi combustibili fosili sunt una dintre soluţiile viabile pentru dezvoltarea sustenabilă a economiei României;

Creşterea cererii pe plan mondial face ca un combustibil de bază şi anume cărbunele energetic să aibă o dinamică de creştere a preţului mai mare decât în trecut;

De aceea, cărbunele energetic din import va costa între de două şi trei ori mai mult pe unitatea de energie decât lignitul indigen extras din unităţi rentabilizate şi cu productivitate mărită. Vestea bună este că acest combustibil îşi va micşora contribuţia în mixtul combustibilului aferent economiei româneşti.


128

Eficienţa economică a utilizării acestor resurse se va diferenţia şi mai mult prin intrarea în funcţiune a mecanismului de achiziţionare integrală a certificatelor de emisii de CO2 pe bază de licitaţii, din 2013 (EU–ETS).

Singurul element pozitiv îl reprezintă efectul concurenţial de pe piaţa certificatelor verzi, care va scădea preţul acestora.

Tabelul nr. 9.8. Costul relativ faţă de lignit (ipoteza minimă) a combustibililor utilizaţi la producerea energiei electrice

An Combustibil

2010 2015 2020 2025 2030 2035

Lignit Lignit – Minim 1 1 1 1 1 1 Lignit – Maxim 1,12 1,32 1,56 1,65 1,65 1,64 Cărbune import Cărbune import – Minim 1,94 2,32 2,81 2,86 2,91 2,98 Cărbune import – Maxim 1,94 2,52 3,31 3,31 3,30 3,32 Gaze naturale Gaze naturale – Minim 4,13 5,83 6,92 7,05 6,78 6,45 Gaze naturale – Maxim 4,69 6,61 7,84 8,00 7,70 7,30 Păcură 3,74 4,65 5,83 5,78 5,71 5,67 Combustibil nuclear 0,20 0,25 0,33 0,34 0,36 0,38

Tabelul nr. 9.9. Prognoze ale preţurilor combustibililor raportate la unităţi naturale

Tipul combusti-

bilului

Scenariul UM 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Ritm mediu 2010-2035 %

Lignit autohton

Ipoteza Minim

lei/tonă 54,00 52,01 49,71 53,50 57,77 62,05 0,56

Ipoteza Maxim

lei/tonă 60,24 68,47 77,69 88,23 95,14 102,05 2,13

Cărbune energetic din import

Ipoteza Minim

euro/t 73 85 98 107 118 129 2,30

Ipoteza Maxim

euro/t 73 92 115 124 134 144 2,74

Gaze naturale din import

Ipoteza Minim

euro/1.000 m3

255 303 344 377 392 400 1,81

Ipoteza Maxim

euro/1.000 m3

290 344 390 428 446 453 1,81

Păcură euro/t 256 307 369 394 420 448 2,25


129

9.2. Influenţa investiţiilor necesare în sectorul energiei asupra inflaţiei

Din cele de mai sus, rezultă clar că orice formă de energie necesară economiei naţionale va fi mai scumpă pe intervalul analizat decât în momentul de faţă. Acest lucru va avea un efect direct asupra indicelui inflaţiei. Impactul se poate calcula având în vedere modul cel mai probabil în care variază preţurile diverşilor purtători de energie, cotele acestora în mixtul energetic al ţării şi influenţa creşterii asupra coşului care sta la baza calculului indicelui de inflaţie. În acest sens, se pot utiliza formulele:

ΔPreţ total = Σj ΔPreţj*qj (9.1)

Unde: ΔPreţ total este variaţia preţului mixtului de energie pentru România, Δpreţj – variaţia preţului tipului j de purtător de energie, iar qj – cota acestui tip de purtător în mixtul de energie.

Variaţia relativă se poate determina simplu cu relaţia:

ΔP rel = ΔPreţ total/ ΔPreţ total iniţial (9.2 )

În indicele de inflaţie, cheltuielile cu energia intră cu cota x deci efectul asupra inflaţiei va fi:

Δinfl = x* ΔP rel (9.3)

Valorile uzuale ale cotei x sunt cuprinse în intervalul 10-15%, valori mai mari decât 15% reprezentând practic o „sărăcie energetică” pentru consumatori. La nivel european, indicele armonizat al preţurilor de consum (IAPC) este de 15,6% dar el cuprinde nu numai energia, ci şi cheltuielile cu apa şi întreţinerea locuinţei.

Solicitarea beneficiarului acestui studiu a fost însă alta şi anume de a se determina influenţa noilor investiţii din sector asupra indicelui inflaţiei, deci nu efectul creşterii preţurilor purtătorilor de energie. Pentru a determina acest lucru, trebuie calculat efortul investiţional anual bazat pe cel mai probabil scenariu de implementare a investiţiilor pe intervalul analizat. Elementele luate în considerare le reprezintă atât amortizarea acestor investiţii, cât şi partea din serviciul datoriei aferent dobânzilor şi comisioanelor care trebuie plătite finanţatorilor.

Conform celor prezentate în subcapitolul 7.3, la o rată equity/debt de 35/65%, indiferent de forma de proprietate, rezultă un necesar de equity de circa 6,25 mld. euro, în timp ce vor trebui atrase circa 11,6 mld. euro de pe piaţa financiară. Investiţiile de această anvergură solicită echipamente performante de obicei importate, deci cel mai plauzibil este ca împrumuturile să fie în euro, cu excepţia grupurilor nucleare 3 şi 4 de la Cernavodă care vor fi finanţate în dolari. De aceea, o dobândă medie de 5% pe an este apropiată de realitate.


130

În legătură cu graficul de eşalonare a investiţiilor, se fac următoarele ipoteze: Investiţiile pe combustibili fosili se realizează în general în intervale de

1,5-2 ani, deci perioade de graţie de 2 ani sunt plauzibile. Niciunul din programele luate în considerare nu are rezolvată

problema finanţării, de aceea, este nevoie să luăm în considerare o perioadă de cel puţin 1-1,5 ani pentru închiderea schemei financiare.

Din aceste motive, nu putem considera o valoare mai mare de 5% pentru primul an (2013), ajungând la 10% în al doilea an al intervalului considerat, probabil pentru investiţii în regenerabile. Abia de aici încolo, cu condiţia posibilităţii atragerii investiţiilor străine, inclusiv a fondurilor europene, să se poată aborda investiţii mai importante din sectorul hidro sau termo.

Se consideră o valoare medie a maturităţii împrumuturilor de 6 ani, obişnuită în aceste cazuri.

În tabelul nr. 9.10 se prezintă o schemă posibilă de investiţii care va sta la baza calculului influenţei lor asupra IAPC. S-a luat în considerare şi momentul scoaterii din funcţiune al unor grupuri care trebuie înlocuite în intervalul de timp considerat.

Tabelul nr. 9.10. O posibilă schemă de eşalonare a investiţiilor în sectorul energetic românesc în intervalul 2013-2020

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 1. Cota cumulată 5% 10% 18% 28% 55% 70% 90% 100% 2. Echivalentul, în mld. euro

0,442 0,884 1,591 2,474 4,860 6,186 7,953 8,837

3. Incrementul anual al investiţiei, în mld. euro

0,442 0,442 0,707 0,884 2,386 1,326 1,767 0,884

4. Equity necesar anual, în mld. euro

0,155 0,155 0,247 0,309 0,835 0,464 0.619 0,309

5. Împrumut, în mld. euro

0,287 0,287 0,460 0,574 1,551 0,862 1,149 0,574

6. Serviciul datoriei, în mld. euro

0,014 0,029 0,074 0,140 0,237 0,319 0,580 0,792

7. Recuperare anuală prin preţul energiei electrice, în mld. euro

0,168 0,183 0,322 0,450 1,072 0,783 1,198 1,101

8. Consumul de energie electrică, în TWh*)

57,00 57,90 58,90 60,00 62,60 64,20 67,00 69,10

9. Creşterea preţului energiei electrice datorată investiţiilor, în euro/MWh

2,97 3,17 5,46 7,49 17,13 12,20 17,89 15,93

*) conform ultimei propuneri de strategie a sectorului energiei electrice, scenariul de referinţă.


131

La momentul iulie 2012, preţul la consumatorul casnic al energiei electrice (în Bucureşti) – conţinând energia activă consumată, rezervarea, contribuţia pentru cogenerare şi acciză (dar fără TVA) era de circa 0,52 lei/kWh, adică 520 lei/MWh. La o rata de schimb admisă pentru calculul accizei de 4,3001 lei/euro, rezultă un preţ la consumator de 120,9 euro/MWh. Plecând de la aceste valori, în tabelul următor se determină influenţa asupra inflaţiei a efectului investiţiilor necesare a fi realizate în sectorul energiei electrice. Pentru a putea prinde doar acest efect, nu se iau în considerare creşterea preţului datorată celorlalte influenţe: creşterea preţurilor purtătorilor primari de energie, mărirea ponderii regenerabilelor în mixtul de energie al ţării etc.

Tabelul nr. 9.11. Calculul variaţiei indicelui de inflaţie datorată investiţiilor propuse

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Creşterea de preţ datorită investiţiilor, în euro/MWh

2,95 3,17 5,46 7,47 17,13 12,20 17,89 15,93

Creșterea relativa de preț an de an, în %

2,45 2,56 4,30 5,65 12,23 7,77 10,56 8,51

Aportul la IAPC, faţă de 2012, în %*)

0,25 0,26 0,43 0,57 1,22 0,78 1,06 0,85

*) S-a considerat cota cheltuielilor energetice în IAPC de 10%.

Reducerea indicelui de inflaţie de la 2019 la 2020 se explică prin faptul că până atunci o bună parte din investiţii s-au amortizat deja.

Pe întregul interval, aportul anual mediu la IAPC al investiţiilor (în ipoteza schemei de finanţare propuse) până la nivelul anului 2020 este de 0,68%.


132

10. PROPUNERI DE POLITICI SECTORIALE ÎN SCOPUL

DEZVOLTĂRII SUSTENABILE A SECTORULUI ROMÂNESC AL ENERGIEI

10.1. Întrebări încă fără răspuns

Prezentul studiu a încercat să răspundă la o serie de întrebări fundamentale privind viitorul sectorului energetic românesc şi să înarmeze decidenţii cu concluziile analizelor privind necesarul de investiţii şi impactul acestor investiţii asupra economiei naţionale. Însă deciziile privind dezvoltarea energetică reprezintă un proces de analiză multidisciplinară şi trebuie să pornească de la o serie de opţiuni şi determinări de ordin macroeconomic, cum ar fi cele de securitate, social şi demografic şi care să se cristalizeze în politici publice sustenabile. De aceea, încă rămân o serie de întrebări fundamentale de elucidat.

Dintre cele mai importante menţionăm următoarele: a) Încă nu există şi deci trebuie elaborată o viziune stabilă pe termen

lung privind evoluţia macroeconomică, a structurii economiei şi a consumului de energie primară şi energie electrică în corelaţie cu evoluţia economică, socială şi demografică;

b) Studiul conţine un capitol special referitor la energetică nucleară în România unde încearcă să lămurească unele aspecte tehnice şi de politică energetică aferente acestui domeniu, dar nu poate suplini deciziile politice şi de aceea mai există încă neclarităţi de politici macro privind opţiunile nucleare. Dintre acestea cele mai importante ar fi: momentul realizării unităţilor 3 şi 4 de la Cernavodă (sigur după 2020), viitorul programului nuclear după Cernavodă; reacţia opiniei publice şi găsirea soluţiei de depozitare de lungă durată a deşeurilor şi transportul lor la acest depozit.

c) O problemă încă nerezolvată o reprezintă restructurarea sectorului de generare a energiei electrice. Au fost mai multe încercări, însă din cauza unor interpretări neadecvate a studiilor de profil, soluţiile propuse au fost fie neviabile, fie au violat reglementările privind competiţia pe piaţa indigenă de energie electrică. De aceea, menţinerea competiţiei între tehnologii nu mai poate fi o soluţie, iar pentru liberalizarea totală a pieţei se impune o reală nediscriminare, transparenţă şi tranzacţionarea energiei numai pe bursa specializată. O altă întrebare fundamentală rămâne cea legată de privatizare versus management independent. Fără atragerea de capital străin pentru dezvoltare şi modernizare, nu se vede posibilitatea de susţinere a sectorului.


133

d) Nu este subiectul acestui studiu, însă considerăm necesară evaluarea impactului pe care îl va avea din 2013 costul CO2 asupra competitivităţii pe piaţa de energie electrică şi în industriile energointensive. Acest aspect poate avea un impact semnificativ asupra economiei româneşti şi a structurii sale ulterioare.

e) O altă problemă acută o reprezintă menţinerea siguranţei în SEN în condiţiile creşterii ponderii surselor de energie regenerabile (SER). Prezentul studiu a luat în considerare necesarul de putere la vârf care să asigure şi rezerva de sistem, calculul investiţiilor necesare în sistem ţinând seama de acest lucru, însă o analiză adâncă a tranzitului de putere în situaţia concentrării SER într-o anumită zonă a ţării, ca şi incertitudinile pe care le introduc aceste tehnologii (eolian şi solar), precum şi necesarul de investiţii în reţele şi staţii trebuie analizate în studii de specialitate. Efectul economic imediat al surselor regenerabile îl reprezintă creşterea preţului la consumator, deci este necesară evaluarea nivelului de suportabilitate al populaţiei la creşterea preţului energiei electrice în condiţiile creşterii ponderii acestor tehnologii şi legat de aceasta şi cu impact imediat, trebuie realizată reglementarea clară a modului de asigurare a investiţiilor în reţelele de transport, investiţii cerute de dezvoltarea rapidă a centralelor electrice eoliene.

f) Ajungerea la un compromis privind noua Directivă a eficienţei energetice va impune, după adoptarea ei, implementarea în legislaţia românească. Problema fundamentală rămâne cea a găsirii surselor de finanţare pentru aplicarea sa. Aşa cum se arată în prezentul studiu, este nevoie de investiţii la consumator şi în sectorul energetic de circa 6,4 mld. euro pentru a atinge ţintele propuse şi deşi efectele vor fi benefice pentru întreaga economie, ele se vor simţi într-o primă etapă şi în factura finală la consumator. Chiar programele de modernizare termică a locuinţelor, pe care autorii le consideră salutare, şi care sunt realizate în majoritate sau chiar totalitate cu bani publici, ascund împrumuturi importante de pe piaţa financiară, care se vor răsfrânge prin taxe mai mari asupra cetăţenilor localităților/sectoarelor respective.

Legat de punctul de mai sus, considerăm că trebuie activate programele de reabilitare a sistemelor de încălzire centralizată (încălzirea clădirilor reprezintă circa 40% în balanţa de energie primară); pe această cale se pot obţine economii anuale de circa 2 mil. tep/an. Întrucât problema este de dimensiune naţională, actualul studiu îi acordă spaţiul uneia dintre anexe.

g) Sunt necesare iniţiative legislative şi de reglementare clare şi stabile pentru atragerea investitorilor privaţi în sector. Statul nu mai reprezintă principalul investitor în acest sector şi factorii responsabili au datoria de a crea un mediu prietenos şi predictibil pentru investiţiile private în reînnoirea parcului de capacităţi energetice sau în infrastructura specifică. Este de aşteptat o promovare


134

mai activă a parteneriatelor public-private în domeniul infrastructurii de transport al energiei, chiar în domenii cum ar fi realizarea de conducte de gaz/petrol de la platformele de foraj din Marea Neagră la ţărm. Toate acestea solicită între altele transformarea cadrului legislativ şi de reglementare şi uneori munca în comun cu Comisia Europeană, pentru a adresa aspecte precum ajutorul de stat, reglementarea monopolurilor şi a concurenţei.

h) Din unele sondaje făcute la nivel european rezultă faptul că – din nefericire – consumatorul român este unul dintre cei mai puţin informaţi. În consecinţă, toate deciziile majore (cele legate de privatizarea, managementul sau acţiunile privind eficienţa şi economia de energie) trebuie popularizate, iar consumatorul educat în sensul participării sale la luarea deciziei şi legat de aceasta, este imperios necesară organizarea cât mai curând a dezbaterii cu privire la clarificarea opţiunii referitoare la rezervele de gaze neconvenţionale din România şi la explorarea şi exploatarea lor. Legată de aceste aspecte este şi necesitatea educării consumatorilor români de energie pentru promovarea acţiunilor individuale privind eficienţa energetică.

10.2. Câteva propuneri

În cele ce urmează, se prezintă un număr de propuneri de politici publice care, în opinia autorilor prezentului studiu, pot ajuta la găsirea răspunsurilor la aceste întrebări. Totodată, respectivele propuneri pot influenţa favorabil cadrul în care se vor dezvolta investiţiile din sector.

10.2.1. Promovarea unui cadru legislativ şi de reglementare care să permită atragerea investiţiilor private autohtone şi străine în sectorul energiei electrice

Dacă în zona de distribuţie şi furnizare, majoritatea companiilor sunt cu capital majoritar privat, în domeniul generării, cu câteva excepţii, companiile aparţin statului. Excepţiile notabile le reprezintă cele două centrale construite recent de Petrom, respectiv Dalkia, ca şi noile investiţii în regenerabile, cum ar fi fermele eoliene realizate sau în curs de realizare de CEZ, Iberdrola, E.O.N. La acestea se pot adăuga unităţi ca microhidrocentrale, fotovoltaice, folosind biomasa etc., unele finanţate şi cu ajutorul fondurilor europene.

Dar companiile de stat din zona generării, altădată puternice, au acum dificultăţi financiare majore, unele dintre ele, cum ar fi Termoelectrica şi Hidroelectrica, ajungând chiar în insolvenţă. După cum s-a arătat în capitolele


135

anterioare ale prezentului studiu, sume importante trebuie generate pentru a se realiza investiţiile necesare în sector. Acest lucru nu este realizabil cu companii de stat slabe, folosite mult timp fie ca tampon social, fie ca experimente ale unor politici deficitare, de multe ori interesate. De aceea, considerăm că statul şi-a pierdut deja, şi această situaţie se va menţine, rolul de lider în domeniul investiţiilor, cedând acest rol sectorului privat. În schimb, statul poate să-și consolideze poziția de catalizator al acestor investiţii. În consecinţă, considerăm că se poate acţiona în următoarele direcţii:

Atragerea sectorului privat în zona de generare a energiei electrice prin parteneriat public-privat folosind un evantai larg de mijloace, de la management privat al întreprinderilor de stat până la privatizare propriu-zisă. Prin măsuri de acest fel, companiile pot fi redresate financiar, pot genera capitalul necesar şi devin mai interesante şi pentru sistemul bancar pentru împrumuturi.

Sistemul de încurajare prin certificate verzi al proiectelor de regenerabile este destul de atractiv şi a declanşat un adevărat „boom” transformând România într-un loc interesant pentru investitorii străini mai ales domeniul eolienelor şi al fotovoltaicelor. Cu toate acestea, mai rămân încă o serie de dificultăţi. Una dintre ele o reprezintă nerezolvarea problemei legale de proprietatea liniilor electrice de interconectare cu sistemul energetic a noilor obiective care folosesc surse regenerabile. O altă problemă este de ordin tehnic şi este legată de destabilizarea sistemului şi poate limita utilizarea acestor surse fără luarea unor măsuri specifice, lucru care duce la necesitatea unor limitări, acţiune nerezolvată încă la nivel de reglementare. În acest sens, s-ar putea să fie necesară regândirea reglementărilor actuale pentru reducerea schemelor de ajutor pentru regenerabile, aparent mult prea generoase în comparaţie cu alte ţări europene şi pentru ca, aşa cum se arată în lucrarea [1], „pe măsură ce se proliferează capacitățile necontrolabile iar capacitățile existente își încheie durata de viaţă economică şi chiar tehnică, operatorul de sistem va înfrunta dificultăţi din ce în ce mai considerabile, fără a avea instrumentele investiţionale sau controlul direct asupra măsurilor de stimulare a investiţiilor”.

Deşi Legea nr. 123/2012 a energiei electrice şi gazelor naturale este recent aprobată, sunt deja numeroase propuneri de modificare a prevederilor în sensul încurajării investiţiilor în noi capacităţi de producere a energiei electrice, în special din surse regenerabile de energie (SRE), folosind aşa-numitele contracte tip PPA (Power Purchase Agreement). Aceste contracte prevăd înţelegeri pe o perioadă limitată de timp (2-4 ani) privind vânzarea energiei electrice, la un preţ reglementat, către noua capacitate pe piaţă sau către unul sau mai mulţi consumatori, timp în care investitorul în noua capacitate îşi realizează un anumit echilibru financiar. Aceste contracte de tip PPA sunt negociate şi acceptate de către ANRE, iar după trecerea perioadei de valabilitate a contractului PPA,


136

capacitatea energetică nou realizată începe să vândă energia electrică pe piaţa concurenţială.

Eficienţa energetică este una dintre măsurile considerate prioritare şi de autorii acestui studiu pentru rezolvarea problemelor energetice în România. De aceea, orice măsură de promovare este binevenită. Aşa cum s-a mai arătat în cadrul studiului, noua propunere de Directivă pentru Eficienţă Energetică şi Cogenerare propune o serie de politici şi măsuri de aplicare ale acestora mult mai radicale ca cele de până acum. Implementarea acestora în România prin actele legislative şi de reglementare este imperativ necesară.

Amânarea rezolvării programului energetic nuclear a dus la întârzieri în atingerea ţintei de emisii de gaze cu efecte de seră şi a amplificat incertitudinile în privinţa dezvoltării sectorului. Din cauza duratelor mari de realizare a schemelor financiare pentru acest tip de obiective energetice, mai ales în condiţiile impuse după incidentul Fukushima, de valoarea capitalului implicat şi de perioadele necesare pentru realizarea echipamentelor specifice, aceasta întârziere este greu de recuperat şi cele două unităţi suplimentare (3 şi 4) vor apărea abia după momentul 2020, însă numai după rezolvarea unor probleme de bază, dintre care cea mai importantă, ni se pare fundamentarea unei decizii juridice a guvernului privind modalitatea de realizare a proiectului în privinţa schemei de acţionariat şi a schemei de finanţare şi garantare.

Se simte nevoia înfiinţării unui organism de supraveghere reală a pieţei de energie electrică care să asigure un control riguros al tranzacţiilor din piaţă, separat de autoritatea de reglementare. Concluziile care se pot trage în urma analizei pieţei permit îmbunătăţirea cadrului de reglementare.

10.2.2. Strategia energetică a României aprobată ca lege în parlament

Strategia energetică a României pe termen mediu şi lung va trebui să răspundă cu soluţii concrete tuturor obiectivelor asumate de România în calitate de stat membru al Uniunii Europene. Ca soluţie optimă, guvernul va trebui să unească strategia energetică cu cea de mediu într-un document comun, coerent concertat pe cerinţele pachetului legislativ privind schimbările climatice. Pornind de la constatarea evidentă că domeniile energie şi mediu reprezintă priorităţi naţionale şi că nu au culoare politică, strategia trebuie aprobată ca lege în Parlamentul României, pentru a i se putea conferi mai multă autoritate, stabilitate şi predictibilitate şi însoţită de un acord de susţinere pe termen lung, acceptat de toate partidele politice parlamentare (a se vedea, în acest sens, exemplul Danemarcei). Considerăm că această strategie complexă trebuie însoţită de un plan clar de acţiune, cu proiecte în sectorul public şi modalităţi de sprijin al proiectelor din sectorul privat, cu termene şi


137

responsabilităţi. În acest scop, ministerele responsabile (Ministerul Mediului, Ministerul Economiei, Ministerul Administraţiei şi Internelor, Ministerul Agriculturii şi Dezvoltării Rurale, Ministerul Transporturilor şi Infrastructurii, Ministerul Finanţelor Publice şi Departamentul Afacerilor Europene) vor trebui să identifice şi să urmărească partea din programul naţional care le revine la realizarea obiectivelor noului pachet. Desemnarea unui coordonator naţional unic, cu rol de raportor, sprijinit nemijlocit de toţi factorii implicaţi în realizarea proiectelor de investiţii, va fi cheia succesului în răspunsul României la cerinţele impuse de pachetul legislativ energie-schimbări climatice, pachetul 3 energie şi noua directivă privind eficienţa energetică.

10.2.3. Rezolvarea problemei suportabilităţii facturii de energie electrică la consumatorul casnic

Noile reglementări europene în domeniul energiei şi schimbărilor climatice vor avea şi în cazul României un impact important asupra suportabilităţii facturilor pentru energie, prin creşterea preţurilor la toate formele de energie (combustibili, energie electrică, energie termică), determinând reconsiderarea sistemului de protecţie socială. Preţul combustibililor fosili va creşte, energia din surse regenerabile va fi, o perioadă relativ lungă de timp, mai scumpă decât energia obţinută din tehnologii convenţionale, iar acestea din urmă vor genera o energie tot mai scumpă datorită necesităţii reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră produse de combustibilii fosili, ca şi datorită investiţiilor de înlocuire a puterilor echipamentelor a căror durată de funcţionare a depăşit durata normată de viaţă. La acestea, trebuie adăugate măsurile sociale de fiscalitate anticriză economică. Cei mai afectaţi vor fi consumatorii vulnerabili care, în cazul României, reprezintă un segment important al populaţiei. Fără o strategie guvernamentală clară şi fermă de protejare a acestora, elaborată şi implementată urgent, efectele sociale vor fi foarte grave. În acest context, responsabilitatea şi determinarea factorilor politici de decizie în gestionarea acestui program social este fundamentală. În acest context, creşterea preţurilor energiei poate fi atenuată prin aplicarea măsurilor de eficienţă energetică.

Mărimea veniturilor unei familii determină suportabilitatea facturilor pentru energie, respectiv, pentru familiile cu venituri mici încadrarea acestora într-un sistem de asistenţă socială. În legătură cu suportabilitatea preţurilor pentru energie, la nivelul Uniunii Europene se folosesc doi termeni consacraţi: fuel poverty, respectiv energy poverty. Aceştia desemnează în esenţă cota cheltuielilor cu încălzirea şi prepararea hranei din veniturile unei gospodării, respectiv cota cheltuielilor cu energia în general din aceleaşi venituri. În funcţie de valoarea


138

acestor cote, o familie poate fi catalogată ca fiind vulnerabilă sau nu faţă de serviciul de furnizare de energie. Cotele limită pot fi diferite de la ţară la ţară, însă în general se consideră că dacă cota de încălzire depăşeşte 10%, iar cea de energie 15%, vorbim despre populaţie vulnerabilă sau săracă energetic.

În anul 2011, în România, salariul minim a fost de 158 euro şi câştigul salarial mediu net de 341 euro. Riscul de sărăcie sau excluziune socială urcă în prezent în România la 46%, pe fondul scăderii populaţiei la 19 milioane de persoane, fiind cel mai ridicat din toată UE, la toate categoriile de vârstă. În acest context, „sărăcia energetică” are valori mai ridicate.

După 1990, toate guvernele au manifestat o preocupare crescândă faţă de ameliorarea suportabilităţii costurilor cu energia ale gospodăriilor cu venituri reduse (cu excepţia perioadei de după anul 2010, de declanşare a crizei economice în România), responsabilitatea acestor demersuri revenind Ministerului Muncii, Familiei şi Protecţiei Sociale. Deşi mărimea totală a contribuţiilor a fost considerabilă, sistemul este inechitabil, deoarece nu se adresează numai celor săraci, iar consumatorii cei mai defavorizaţi (consumatorii neracordaţi la reţelele energetice) rămân cel mai puţin asistaţi.

Revenind la momentul actual, România se va confrunta cu o problemă socială deosebită în următorul sezon de încălzire, având în vedere o serie de factori agravanţi:

- creşterea ratei şomajului şi scăderea accentuată a nivelului de trai al populaţiei;

- renunţarea la subvenţiile pentru acoperirea unei părţi a facturii de la bugetul central;

- eficienţa scăzută a sistemelor de alimentare centralizată cu căldură şi îmbătrânirea continuă a lor, fără eforturi de înlocuire şi modernizare;

- creşterea preţurilor la gaze şi energie electrică în urma liberalizării treptate şi înlăturării distorsiunii pieţelor acestor purtători de energie şi implicit a altora, cum ar fi lemnele de foc şi cărbunii.

În aceste condiţii, se pune problema protecţiei acelor segmente ale consumatorilor care nu vor mai fi capabile să-şi acopere din surse proprii facturile de energie. Problema nu se întâlneşte numai la noi, ci a fost studiată şi în alte ţări, unele dezvoltate. Soluţia găsită este aceea de separare clară între pieţele de energie şi sistemele de protecţie socială, soluţie care, din nefericire, nu a fost încă adoptată în România. Funcţionarea independentă şi nedistorsionată a pieţelor energetice duce la costuri mai mici pentru toţi consumatorii şi pieţele nu sunt folosite ca tampoane care absorb inegalităţile sociale. În schimb, realizarea unui sistem


139

raţional de protecţie socială, transparent şi echitabil poate rezolva problema complexă a suportabilităţii preţurilor.

S-au mai făcut încercări de soluţionare prin studii realizate de organisme internaţionale pentru România, dar din nefericire recomandările acestora nu au fost luate în considerare. Cităm aici doar două dintre ele: programul REP 3 al USAID din anii 2006-2007 şi recentul Program UNDP “Improving Energy efficiency in Low-Income Households and Communities in Romania” [76].

Principalele deficienţe ale sistemului existent de protecţie socială pentru energie au fost analizate în Programul Energetic pentru România-Faza 3 (Romanian Energy Program-Phase 3, REP3), finanţat de către USAID, în perioada 2005-2007, pentru Guvernul României. Dintre acestea amintim: a) lipseşte strategia guvernamentală de îmbunătăţire a accesului la energie şi suportabilitatea facturilor pentru energie; astfel, sistemul este fragmentat, autoritatea este dispersată, iar subvenţiile multiple: sunt patru forme de subvenţii de preţ, trei forme de ajutor direct şi trei tipuri de sprijin pentru eficienţă energetică; b) sistemul este costisitor, produce distorsiuni importante pe pieţele de energie şi afectează imparţialitatea sistemului de asistenţă socială; c) sistemul nu încurajează eficienţa energetică, deoarece asistenţa socială pentru energie finanţează partea de consum, iar prin aceasta afectează semnalele de preţ pentru utilizarea eficientă a energiei; d) țintele de asistenţă nu sunt bine stabilite; privind în ansamblu, sistemul nu reuşeşte să-i abordeze, în special, pe cei săraci; e) sistemul nu asigură o bună acoperire a familiilor sărace şi, prin aceasta, sporeşte excluziunea socială; f) sistemul reduce coeziunea socială printr-un tratament inegal al consumatorilor de energie.

Programul REP3 privind protecţia socială în domeniul energiei, propunea un sistem unitar de asistenţă socială pentru energie, care să cuprindă două componente de bază:

Ajutoare sociale directe pentru energie pentru consumatorii cu venituri reduse alimentaţi din reţele, stabilite în funcţie de mărimea cheltuielilor fixe ale serviciului (componenta fixă a tarifului binom) pe întreaga perioadă a anului;

Integrarea gospodăriilor cu venituri reduse în programele naţionale de creştere a eficienţei energiei: reabilitarea termică a blocurilor de locuit, alte măsuri de creştere a eficienţei energiei şi folosirea surselor alternative de energie.

Pentru implementarea unui sistem unitar de asistenţă publică pentru accesul populaţiei la serviciile de interes general (furnizare de energie electrică, gaze naturale, căldură şi combustibili) sunt necesare următoarele măsuri:

Instituirea unor mecanisme eficiente de supraveghere a pieţelor de energie pentru creşterea eficienţei acestora şi încurajarea investiţiilor în


140

modernizarea sectorului, ca urmare a creşterii încrederii în pieţe. Este necesară supravegherea continuă a funcţionării pieţelor energiei electrice, gazelor naturale şi căldurii, eventual de către o instituţie competentă, independentă şi specializată.

Separarea clară a competenţelor şi responsabilităţilor autorităţilor de reglementare în domeniul energiei de cele ale ministerului responsabil cu protecţia socială.

Întreaga asistenţă publică pentru accesul la energie se va bugeta transparent şi se va focaliza pe grupurile sociale cu venituri mici.

Dezvoltarea unei componente speciale a asistenţei publice pentru accesul la energie, vizând creşterea eficienţei energiei la consumatorii cu venituri mici, atât din mediul urban, cât şi din cel rural, cu accent pe reabilitarea termică a clădirilor şi a instalaţiilor de încălzire din gospodării.

În plus, se recomandă implementarea unei serii de măsuri în domeniul energetic pentru consolidarea politicii sociale şi anume:

Încetarea tuturor subvenţiilor către sectorul energetic în conformitate cu obligaţiile din Tratatul Uniunii Europene. Eliminarea acestor subvenţii va duce la creşteri semnificative de preţuri, care, la energie termică, sunt estimate la 50-100% faţă de preţul real subvenţionat.

Eliminarea plăţilor sezoniere de ajutoare pentru căldură în sumă fixă şi introducerea unui sistem permanent de asistenţă pentru energie către familiile cu venituri mici pentru a combate sărăcia şi excluderea socială. Asistenţa pentru energie reduce excluderea socială şi sărăcia cauzată de costul de piaţă al serviciilor energetice prin finanţarea unei părţi din componenta fixă a costurilor de energie (şi, eventual, o parte din costul variabil), prin aplicarea tarifului binom, pe baza nivelului de sărăcie (sau vulnerabilitate) al familiei. Asistenţa pentru energie presupune că toţi consumatorii săraci trebuie să plătească, la rândul lor, o parte din factura lor de energie.

Redirecţionarea fondurilor economisite de stat către un sistem de asistenţă pentru energie, integral orientat către toate familiile cu venituri mici, indiferent de utilizarea energiei. Serviciul energetic trebuie să aibă un preţ care să promoveze ocuparea forţei de muncă şi prosperitatea în sectorul energetic. Totuşi, aceste măsuri trebuie să promoveze şi solidaritatea socială şi să nu excludă categoriile vulnerabile.

Înfiinţarea unui fond social pentru consumatorii casnici confruntaţi cu măririle de preţuri, finanţat prin contribuţii voluntare de la furnizorii de energie, care va oferi compensaţii parţiale consumatorilor pentru creşterile iminente de preţuri la căldură şi gaze naturale. Înfiinţarea acestui fond social va completa: liberalizarea pieţelor de energie prin eliminarea subvenţiilor restante;


141

reforma sistemului de tarife la energie, în special introducerea tarifelor binome; reconfigurarea sistemului de asistenţă pentru energie, respectiv deplasarea sprijinului public de la suportul indirect universal (prin subvenţii de preţ), către beneficii directe testate (prin asistenţă socială pentru energie). Se recomandă ca modelul de contribuţie voluntară să fie asemănător cu o asigurare sau cu o schemă de beneficii private. Guvernul, prin beneficii fiscale speciale acordate firmelor furnizoare pentru contribuţiile lor, trebuie să constituie fondul social, astfel încât să încurajeze contribuţiile voluntare.

Ministerul Muncii, Familiei şi Protecţiei Sociale trebuie să stabilească analizele anuale sociale în domeniul energiei. Interacţiunea dintre reglementările independente de energie şi politicile sociale produce efecte sociale greu de anticipat pentru factorii de decizie. Factorii responsabili din Ministerul Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri şi de la autoritatea de reglementare, împreună cu experţii în sărăcie şi servicii sociale trebuie să elaboreze anchete pentru a informa mai bine elaboratorii de politici despre interacţiunea dintre tarife, sărăcie şi utilizarea energiei.

Elaborarea unei noi legi cadru a energiei cu definirea clară a serviciului de interes general (SIG) pentru sectorul energetic, cu referire specială la finanţa-rea accesului la energie pentru categoriile vulnerabile. Cadrul de reglementare trebuie consolidat pentru a include cerinţele speciale ale SIG pentru companiile energetice, mai ales, în ceea ce priveşte prevederile de contractare şi cerinţele de performanţă.

Cel de al doilea program, cel al UNDP, relevă şi el, câteva necesităţi de luat în considerare de către decidenţii români dintre care cităm câteva elemente relevante pentru acest studiu:

a) o clară definiţie a serviciului public/de interes general. Acest lucru este necesar pentru a identifica atât drepturile consumatorului român de energie, cât şi obligaţiile furnizorilor;

b) dezvoltarea şi adoptarea în legislaţia românească a înșişi termenilor de sărăcie energetică şi sărăcie de asigurare cu combustibil;

c) realizarea unei strategii privind reducerea/eradicarea sărăciei energetice integrată strategiei de dezvoltare durabilă a ţării;

d) implementarea noii directive a eficienţei energetice; e) dezvoltarea unei scheme „verzi” de utilizare a unităţilor alocate de

emisii de CO2 (AAU) prin tranzacţionarea şi utilizarea ei pentru susţinerea consumatorilor vulnerabili;

f) realizarea de strategii locale pentru „localităţi verzi”, cu integrarea măsurilor sociale.


142

10.2.4. Înfiinţarea unei autorităţi naţionale/departament, care să aibă ca obiect de activitate „Energetica urbană şi rurală”

Având în vedere importanţa sectorului rezidenţial (ca mărime şi impact social) şi avantajele benefice ale cogenerării de înaltă eficienţă, România trebuie să treacă de urgenţă la adoptarea unor măsuri deosebite în acest domeniu, între care:

Principalul factor motor capabil să dinamizeze dezvoltarea acestui subsector este voinţa politică fermă şi permanentă, care să asigure funcţionarea şi progresul din domeniul fiecărui factor de influenţă din acest sector (legislaţie, reglementări, tehnologii, restructurarea operatorilor, finanţare, reabilitarea clădi-rilor, suportabilitatea facturilor etc.). Având în vedere caracterul inerţial mare al activităţilor energetice, cu durate lungi de timp între decizie şi realizare practică, este necesar ca decizia politică să depăşească mandatul electoral de patru ani.

Se propune înfiinţarea unei autorităţi naţionale/departament, care să aibă ca obiect de activitate „Energetica urbană şi rurală”, condus de un preşedinte/secretar de stat, subordonat guvernului. Scopul acestei entităţi este coordonarea şi controlul tuturor activităţilor din domeniu, propunerea şi urmărirea strategiei acestui sector, a politicilor şi instrumentelor adecvate (legislaţie, finanţare, cooperarea cu autorităţile centrale şi locale, cu autorităţile de reglementare), a activităţilor axate pe politica şi reglementările UE şi pe angajamentele României în acest domeniu. În acest sens, se propune înfiinţarea acestei entităţi printr-o lege specială. De o importanţă deosebită este selecţionarea unui personal cu expertiză profesională de calitate ridicată.

Pentru coordonarea priorităţilor, trebuie conceput un nou mod de realizare a politicii locale de încălzire centralizată şi de reabilitare termică a clădirilor, care să elimine disfuncţiile prezente între politica naţională (unde guvernul este responsabil şi singur interlocutor cu UE) şi politica locală (unde autorităţile locale, datorită autonomiei administrative, pot avea alte priorităţi şi moduri de abordare). Trebuie să existe o mai bună coordonare între priorităţile naţionale şi priorităţile locale, din punct de vedere economic, social şi de mediu, respectiv între ministerele responsabile şi autorităţile locale.

Situaţia precară prezentă din punct de vedere financiar şi tehnologic a operatorilor (furnizorilor de căldură) trebuie să facă subiectul unei analize de guvern, aşa cum prevede art. 11, alin. 2, din Legea nr. 51/2006.

Elaborarea de urgenţă a unui studiu privind starea sistemelor centralizate de încălzire şi elaborarea unei strategii naţionale în domeniul încălzirii locuinţelor, a eficienţei energetice şi a folosirii energiilor regenerabile, cu măsuri, termene şi responsabilităţi bazate pe strategiile locale. Pentru întocmirea strategiilor locale este necesară elaborarea unui ghid pentru


143

municipalităţi, astfel încât să existe un sistem unitar de analiză şi soluţii propuse, coerent cu politica naţională în acest domeniu.

Crearea unui climat stabil şi predictibil în ceea ce priveşte cadrul legislativ şi de reglementare. Noile reglementări trebuie emise numai după un proces adecvat de consultare, astfel încât entităţile interesate să-şi poată exprima punctele de vedere. Reglementările trebuie să fie nediscriminatorii şi să asigure atragerea investiţiilor în sector. Este necesară eliminarea neconcordanţelor dintre diverse legi care se aplică domeniului încălzirii centralizate şi cogenerării, în scopul creşterii transparenţei şi simplificării prevederilor legislative. Se consideră că activitatea de reglementare în domeniul cogenerării şi încălzirii centralizate trebuie să se găsească în cadrul unei singure autorităţi şi anume ANRE, pentru a evita nepotrivirile din legislaţia secundară existente astăzi. În acest sens, activităţile de reglementare din ANRSC privind centralele termice şi alimentarea centralizată cu căldură trebuie transferate în cadrul ANRE. Împreună cu asigurarea stabilităţii cadrului legislativ şi de reglementare, aceste măsuri sunt de natură să atragă investiţiile private în acest sector. Se apreciază că modernizarea surselor de producere a căldurii (centrale de cogenerare şi centrale termice) ar necesita circa 4-5 miliarde de euro, fondurile obţinându-se preponderent din sectorul privat.

Trebuie înţeles şi acceptat în mod clar, că promovarea cogenerării eficiente şi reabilitarea termică a clădirilor reprezintă principalele două direcţii de acţiune pentru reducerea sensibilă a pierderilor energetice, prin care România îşi poate îndeplini obligaţiile care îi revin privind reducerea cu 20% a consumului de energie primară, respectiv creşterea cu 20% a eficienţei energetice, până în anul 2020, conform prevederilor Directivei pentru eficienţă energetică.

10.2.5. Implementarea unei scheme de obligaţii pentru furnizorii

şi distribuitorii de energie

Ideea schemelor de tip DSM (demand side management) nu este nouă şi face parte din aşa-numita Planificare Integrată a Resurselor (PIR). Aceasta se bazează pe faptul cunoscut că energia economisită este mai ieftină decât cea produsă. În acest sens, în situaţia în care pentru o ţară la care capacitatea la vârf este deficitară şi care poate avea probleme la acoperirea necesarului de putere în piaţa de echilibrare, ceea ce este adevărat şi pentru România în viitorul apropiat, este mai convenabil de a detensiona situaţia prin reducerea consumului, dacât prin mărirea puterii instalate. De aceea, scopul DSM este de a încuraja scăderea consumului, în mod special în perioada orelor de vârf, fie prin schimbarea


144

comportamentului consumatorilor, fie prin intermediul furnizorilor de energie care îi ajută pe consumatori să utilizeze mai bine energia.

Noua Directivă pentru Eficienţă Energetică şi Cogenerare defineşte o serie de măsuri posibil de luat, printre care şi scheme prin care un stat membru al UE poate s-o implementeze în scopul obligării furnizorilor şi/sau distribuitorilor de energie. Aceeaşi Directivă sugerează posibilitatea utilizării cunoscutei scheme a certificatelor albe, însă trebuie spus că aceasta poate fi suficient de complicată şi costisitoare pentru ţări ca România. De aceea, probabil că cea mai convenabilă pentru ţara noastră ar fi o schemă asemănătoare schemelor de alocare a emisiilor, însoţită de penalități pentru cei care nu îşi realizează obligaţiile. Modul de realizare şi aplicare trebuie să fie subiectul unui studiu specific, însoţit de o evaluare a impactului complex pe care o asemenea schemă l-ar putea avea asupra economiei româneşti.


145

11. CONCLUZII

Prezentul studiu urmăreşte identificarea unor tendinţe ale sectorului românesc al energiei în contextul unor provocări legate de ultimele pachete legislative ale Uniunii Europene şi a tendinţelor pe plan mondial.

Este clar că acest sector este esenţial pentru dezvoltarea economico-socială a României prin influenţele pe care le are şi prin efortul financiar necesar pentru ca acest sector să îndeplinească rolul său deosebit în angrenajul macroeconomic. De aceea, în studiu s-a plecat de la obiectivele pe care trebuie să le îndeplinească:

- realizarea securităţii în alimentarea cu energie; - aprovizionarea cu energie la preţuri competitive şi reducerea aşa-numitei

„sărăcii energetice”; - protecţia mediului; - concordanţa cu politica energetică a UE.

Actualul context economic, geopolitic şi distribuţia resurselor energetice la nivel global nu permite o dezvoltare durabilă bazată exclusiv pe ordinea de merit în analize tip least cost.

De aceea, s-a considerat că în cazul României trebuie avute în vedere în aceste analize şi condiţionări suplimentare care contribuie la:

- diminuarea riscurilor; - securitatea în aprovizionare; - creşterea eficienţei energetice; - diminuarea impactului asupra mediului; - utilizarea cu prioritate a resurselor energetice fosile şi regenerabile de

care dispune România, dar cu tehnologii cu eficienţă ridicată.

Ca finalitate, s-au urmărit: Identificarea posibilităţilor de modificare, pe termen lung, a structurii

producţiei de purtători de energie primară. În acest sens, este de remarcat că un mixt de purtători de energie primară cât mai diversificat este esenţial pentru realizarea unei securităţi energetice durabile, toţi combustibili – mai ales în cazul României – trebuind a fi luaţi în considerare. Este totuşi de remarcat că tendinţele de depletare a rezervelor de hidrocarburi lichide şi gazoase trebuie înlocuite, fie prin extinderea folosirii surselor regenerabile, fie prin noi căi de import (mult discutatele proiecte Nabucco sau terminalul de LNG de la Constanţa), fie prin utilizarea gazelor din surse şi prin tehnologii neconvenţionale, fie prin combinarea acestora. Este însă greu să se facă o previziune asupra căilor care vor fi urmate, deoarece deciziile sunt politice, având în vedere multele implicaţii sociale, de


146

mediu şi de politică externă pe care le incumbă. De aceea, studiul a analizat doar elementele economice, în mod special tendinţele privind preţul combustibililor. În acest sens, au rezultat următoarele:

- lignitul rămâne cel mai ieftin combustibil (raportat la unitatea de energie conţinută) comparativ cu ceilalţi combustibili în perioada analizată. El are însă marele dezavantaj al puterii calorice mici şi al impactului major şi multiplu asupra mediului;

- gazele naturale (mai ales componenta importată) se menţin drept cel mai scump combustibil, dar întrucât produc cel mai redus impact asupra mediului în comparaţie cu ceilalţi combustibili fosili reprezintă una dintre soluţiile viabile pentru dezvoltarea sustenabilă a economiei României;

- creşterea cererii pe plan mondial face ca un combustibil de bază, şi anume cărbunele energetic, să aibă o dinamică de creştere a preţului mai mare decât în trecut. De aceea, cărbunele energetic din import va costa între de două şi trei ori mai mult pe unitatea de energie decât lignitul indigen extras din unităţi rentabilizate şi cu productivitate mărită. Vestea bună este că acest combustibil îşi va micşora contribuţia în mixtul combustibilului aferent economiei româneşti.

- eficienţa economică a utilizării acestor resurse se va diferenţia şi mai mult prin intrarea în funcţiune a mecanismului de achiziţionare integrală a certificatelor de emisii de CO2 pe bază de licitaţii, din 2013 (EU–ETS).

Studierea tendinţelor şi modalităţilor pentru reducerea consumului de energie şi utilizarea eficientă a energiei pe întregul lanţ de transformări. Una dintre cele trei ţinte ale pachetului legislativ „energie – schimbări climatice” o reprezintă reducerea inteligentă, prin eficientizare energetică, cu 20% la nivelul întregii Uniuni Europene a consumului de energie faţă de situaţia business as usual. Acest lucru este impus şi de tendinţa de creştere a UE şi, implicit, şi a României, a dependenţei de importuri de purtători energetici şi de necesitatea reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră, deoarece eficienţa energetică şi conservarea energiei prin răspunsul comportamental al consumatorului la provocările de mediu şi tendinţa de creştere a preţurilor afectează în comun relaţia economiei cu mediul înconjurător. Studiul consideră ca programele şi tehnologiile la nivel de cerere (demand response), ca şi măsurile de eficientizare a utilizării energiei, reprezintă împreună o soluţie viabilă în asigurarea unor noi opţiuni pentru consumatori în administrarea costurilor cu energia, asigurând furnizorilor noi opţiuni pentru o alimentare sigură cu energie la costuri rezonabile. Beneficiile unei asemenea abordări ar fi: o fiabilitate îmbunătăţită a sistemului, evitarea unor costuri, o eficienţă mai mare a pieţelor de energie, un management îmbunătăţit al surselor, un serviciu mai bun pentru consumator, creşterea competiţiei pe piaţă şi evident un impact negativ redus asupra mediului. În statele UE şi din America de Nord, condiţiile crizei şi cele premergătoare acesteia au impulsionat dezvoltarea şi


147

practicarea soluţiilor de folosire eficientă a energiei şi de demand response. Acestea au întâlnit noi provocări în condiţiile în care consumatorii şi-au schimbat poziţia devenind, în unele cazuri, producători şi de aceea utilităţile de electricitate au arătat un interes sporit în studierea şi implementarea programelor şi tehnolo-giilor de răspuns al cererii. În aceste condiţii, economia anuală de energie numai pentru energia electrică ar echivala la nivelul anului 2020 cu o valoare anuală de circa 985 mil. euro, care la o perioadă de recuperare de 6,5 ani ar duce la un necesar investiţional în eficienţa energetică de circa 6,4 mld. euro până în 2020.

Impactul creşterii ponderii energiei din surse regenerabile asupra preţului energiei. Având în vedere structura acoperirii cu surse regenerabile considerată în cadrul Planului Naţional de Acţiune în domeniul Regenerabilelor, (apreciind preţul suplimentar al certificatelor verzi) duce prețul la producător la circa 72 euro/MWh la nivelul anului 2020. Situaţia este încă destul de fluidă întrucât numărul de certificate pentru fiecare MWh „verde” depinde de tipul tehnologiei de producere, iar „supracompensarea” încă mai poate fi invocată în unele cazuri. În plus, întrucât dezvoltările de proiecte pe surse regenerabile sunt majoritar private neţinând seama de studiile realizate anterior la nivelul UE şi constatând actualul „boom” eolian şi solar, este greu de apreciat cum vor fi modificate condiţiile de lucru ale pieţei certificatelor verzi. Oricum, studiul apreciază că cifra preţului la producător de 72 euro/MWh este minimală. Date recente ale ANRE înaintează cifre ale creşterii preţurilor energiei electrice datorate utilizării surselor regenerabile cu 30% până în 2017, iar până în 2020 cu 23-24%. Explicaţia este faptul că după 2017 se acordă mai puţine certificate verzi pentru evitarea supracompensării. Un studiu şi mai recent [78], provenind tot de la ANRE, dă mai multe amănunte în legătură cu creşterea graduală a acestui preţ. Valorile sunt prezentate în tabelul nr. 11.1:

Tabelul nr. 11.1. Creşterea graduală a preţului energiei

An 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Creștere de preţ (euro/MWh]

2,1 6,5 19,59 23,92 12,95 13,98 30,43 21,46 21,13 20,80

La valori actuale uzuale de 47-50 euro/MWh, rezultă pentru 2020 un nivel de 67,80-70,80 euro/MWh, iar pentru 2018 și 2019, 68,48-71,46, respectiv 68,13-71,13 euro/MWh, cifre foarte apropiate de valoarea de 72 euro/MWh avansată anterior.

Impactul creşterii preţului la energie asupra inflaţiei şi asupra dinamicii consumului final. Întrucât nu se poate aprecia modul în care se


148

realizează concesiunea diferitelor zăcăminte de hidrocarburi, ca şi deciziile politice privind realizarea suplimentării surselor prin exploatarea hidrocarburilor prin tehnologii neconvenţioanale, prezenta lucrare a studiat doar sectorul energiei electrice. Pentru acesta, s-a calculat, pe baza necesarului de putere instalată şi având în vedere retragerile din funcţiune a unor grupuri învechite, necesarul de investiţii la nivelul acestui sector. Se apreciază că necesarul de putere nouă ar fi de 910 MW pe intervalul 2011-2015, 4.500 MW pe intervalul 2016-2020, respectiv 4.130 MW pe intervalul 2021-2025, ceea ce duce la investiţii necesare de circa 1.753 mil. euro 2012 între 2012 şi 2015, circa 7.084 mil. euro între 2016 și 2020, respectiv, circa 9.037 mil. euro între 2021-2025.

Aceste valori importante vor avea inevitabil o influenţă asupra indicelui inflaţiei în intervalul 2012-2020. Studiul – pe baza unor ipoteze plauzibile privind schemele uzuale de finanţare ale acestor investiţii – a analizat impactul acestora asupra inflaţiei în acest interval. Trebuie remarcat că pentru a decela doar influenţa investiţiilor, nu s-au considerat aici şi creşterea așteptată a preţurilor combustibililor, analizată, ca tendinţă, separat. S-a ajuns la concluzia că pe întregul interval, aportul anual al IAPC variază între 0,25% şi 1,22%, cu o valoare anuală medie (indicele armonizat al preţurilor la consumator) al investiţiilor, în ipoteza schemei de finanţare propuse, până la nivelul anului 2020 de 0,68%, ca parte a valorii procentuale a acestuia.

Impactul creşterii dependenţei economiei româneşti de import a purtătorilor de energie primară şi măsuri de atenuare a acestui fenomen. În legătură cu această problemă, studiul apreciază următoarele:

- Având în vedere că în România balanţa energetică este dependentă de importurile de energie primară, iar eficienţa centralelor termoelectrice este scăzută, şi pentru a se evita riscul de creştere necontrolată a dependenţei de importul de surse primare se consideră că trebuie acceptată ca ţintă, menţinerea soldului export-import în limita valorilor actuale.

- Datorită măsurilor de eficienţă energetică discutate, rata de creştere anuală a consumului de energie electrică este inferioară ratei de creştere a PIB, elasticitatea ritmului energie electrică/PIB fiind cuprinsă între 0,6 şi 0,7, având în vedere că dezvoltarea economică necesită creşterea productivităţii care se realizează în principal prin electrificare şi informatizare.

- Ritmul de creştere anuală a consumului de energie electrică este mai mare faţă de cel al energiei primare, ceea ce arată creşterea ponderii energiei electrice faţă de utilizarea directă a celorlalţi purtători de energie.

- Elasticitatea creşterii energie electrică/energie primară este în medie cuprinsă între 1,5-1,6, respectiv creşterea consumului de energie electrică va fi


149

mai rapidă decât a energiei primare, garanţia creşterii eficienţei şi a intensităţii utilizării energiei (anexa 13).

- Pe fondul reducerii rezervelor de purtători primari de energie, analizele de optimizare a dezvoltării sectorului energiei trebuie să releve următoarele elemente prioritare, ca soluţii pentru menţinerea dependenţei de import în limite acceptabile:

a) utilizarea cu prioritate a resurselor energetice din ţară, în special a celor fosile – cărbune şi hidrocarburi – dar în capacităţi de prelucrare cu tehnologii de înaltă eficienţă pentru a extinde durata lor de epuizare;

b) continuarea amenajării potenţialului hidroenergetic naţional pentru producerea energiei electrice cât şi pentru utilizări complexe;

c) continuarea programului nuclear în condiţii de înaltă securitate; d) utilizarea surselor regenerabile de energie în capacităţi eficiente, fără a

afecta producţia agricolă destinată uzului uman şi animal domestic şi fără a afecta siguranţa sistemului electroenergetic (de către centralele electrice eoliene);

e) diversificarea importurilor de energie primară (surse şi rute de transport) şi menţinerea dependenţei de aceste importuri la un nivel acceptabil (probabil 30-35%);

f) măsuri severe pentru protecţia mediului.

Totodată, studiul realizează o prognoză a structurii mixtului de purtători energetici primari, pe care apoi se bazează în analiza dezvoltării sectorului energiei electrice şi în aprecierea variaţiei în viitor a preţurilor acestor purtători. Concluzia clară în această privinţă este că preţurile vor creşte semnificativ, iar economia naţională va trebui să găsească soluţii de absorbţie a acestor şocuri.

Rolul programului energetic nuclear în cadrul acţiunilor de diminuare a tendinţei de accentuare a dependenţei de importuri a purtătorilor de energie. Studiul consideră că un program nuclear echilibrat şi sigur poate fi una din soluţiile viabile atât în reducerea dependenţei de importuri, cât şi în cea de diminuare a emisiilor de gaze cu efect de seră. Proiectele nucleare sunt investiţii pe termen lung, cu termen de realizare de circa 10-12 ani (din momentul luării deciziei până la punerea în funcțiune a obiectivului). Datorită intensităţii ridicate de capital în faza de construcţie, riscului politic şi de reglementare, alături de percepţia publicului privind securitatea nucleară, precum şi riscului întârzierilor în faza de construcţie, aceste proiecte se confruntă cu mari dificultăţi în finanţare. Cheia succesului constă în bancabilitatea proiectelor noi nucleare care se fundamentează pe mai mulţi factori precum: climatul politic, securitatea energetică, configuraţia pieţei de electricitate, reglementări în domeniul securităţii nucleare, politica de management al deşeurilor radioactive şi legislaţia în domeniul răspunderii civile în caz de accident nuclear. Toţi acești factori, alături


150

de un climat legislativ prietenos pentru toate tehnologiile cu emisii reduse de carbon pentru o competiţie reală între tehnologiile energetice, vor juca un rol determinant în următoarele decenii. Din toate aceste motive, studiul a luat în considerare apariţia grupurilor 3 şi 4 de la Cernavodă, şi efectele investiţiilor aferente, abia după borna temporală 2020.

Luând în considerare toate cele de mai sus, studiul încearcă să sugereze un set de politici energetice care ar ajuta sectorul energetic românesc să-şi îndeplinească rolul şi să se dezvolte în condiţiile impuse de cadrul legislativ european. Autorii studiului, alături de alţi specialişti în domeniu (de exemplu, [1]), consideră că România ar trebui să realizeze cât de curând o strategie energetică adaptată imperativelor momentului: criza economică şi financiară, competiţia proiectelor transfrontaliere de hidrocarburi, penetrarea energiilor regenerabile, stabilirea poziţiilor politice ferme în legătură cu noile descoperiri de hidrocarburi şi cu noile tehnologii neconvenţionale, repoziționări în penetrarea capitalului investiţional din ţări asiatice, perspective de cuplare a pieţelor de electricitate, transpunerea acquis-ului comunitar şi în special a celui de-al treilea Pachet Legislativ în domeniul Energiei, clarificarea acţiunilor din programul nuclear după incidentul Fukushima etc. Din nefericire, se întârzie luarea deciziilor care să permită un cadru capabil să răspundă acestor provocări şi de aceea dezvoltarea sustenabilă a sectorului energiei rămâne încă un deziderat îndepărtat. Necesităţile sunt mari, aşa cum se arată şi în cadrul acestui studiu, dar dezechilibrele care se manifestă în prezent în dezvoltarea sectorului energetic naţional, dacă nu sunt rezolvate, se vor acutiza şi vor conduce la dezechilibre majore în economia naţională. De aceea, în cadrul capitolului 10, se prezintă o serie de propuneri de politici energetice care ar trebui să fie aplicate imediat pentru remedierea acestei situaţii. Dintre acestea, cele mai urgente se referă la accelerarea atragerii de finanţări private străine şi autohtone, unele se referă la aspecte instituţionale şi administrative (înfiinţarea unui minister al energiei, realizarea unor strategii integrate energie-mediu), altele abordează programe specifice cum ar fi cel nuclear sau cel de eficienţă energetică (în mod special, cel de modernizare termică a locuinţelor) şi cel de utilizare şi eficientizare a cogenerării şi alimentării centralizate cu căldură, iar altele propun adâncirea analizei prin realizarea de studii complexe care să înarmeze decidenţii cu soluţii viabile (privatizare sau numai management privat, poziţia faţă de tehnologiile neconvenţionale de extragere a hidrocarburilor etc.).

În final, autorii apreciază că prezentul studiu răspunde la o serie de întrebări esenţiale ale dezvoltării sectorului energetic românesc. El constituie totodată un semnal pentru decidenţi, având în vedere necesarul de investiţii al domeniului energiei electrice până în 2020 şi după, indicând efectele pe care


151

aceste investiţii le vor avea asupra economiei naţionale prin impactul asupra produsului intern brut, dar şi asupra inflaţiei viitoare. Se vede că principalele provocări sunt legate de atingerea obiectivelor pachetului legislativ energie – mediu, de tendinţa de creştere a dependenţei de importuri de purtători energetici prin depletarea zăcămintelor autohtone, creşterea inevitabilă a preţurilor acestor purtători, de necesitatea de generare şi atragere de capital pentru acoperirea necesarului de investiţii în sector şi de adaptarea pieţelor de electricitate şi gaze la imperativele pieţei interne europene. Pentru a lămuri unele aspecte colaterale şi pentru a prezenta ipoteze şi elemente de calcul necesare înţelegerii corpului lucrării, studiul încorporează şi o serie de anexe justificative.

În încheiere, se vor recapitula sumar principalele răspunsuri pe care acest studiu a încercat să le dea problemelor puse prin termenii de referinţă:

a) Investiţiile în sectorul energiei electrice sunt absolut necesare, fără ele dependenţa de importuri de electricitate fiind nesuportabilă de economia românească. De altfel, dacă nu s-ar realiza, ar trebui întărite interconexiunile cu ţările vecine pentru a importa deficitul de producție indigenă, ceea ce ar însemna din nou investiții. În plus, acest surplus de putere de care este nevoie pentru economia noastră, va trebui disponibilizat în regiune, ceea ce nu este deloc sigur, într-o regiune în care doar regiunea Kosovo şi țara noastră mai au încă excedent de putere la vârf, dar nu pentru mult timp.

b) De altfel, dilema investiţii în energie, respectiv în alte ramuri nu este corectă. Fără energie, România nu-şi va putea dezvolta ramurile economiei, iar dependenţa de importuri poate deveni împovărătoare. Rămâne atunci întrebarea: în ce subramură a energiei să investim? Autorii studiului consideră că, aşa cum s-a arătat în capitolul 6, eficienţa energetică este prioritară. De aceea, implementarea noii Directive privind eficienţa energetică în contextul reducerii consumului final cu 20% faţă de situaţia Business-As-Usual este salutară pentru România. În rest, mixtul de combustibil al economiei româneşti trebuie să rămână diversificat, iar câteva elemente dependente de deciziile politice pot modifica dramatic situaţia actuală: noile descoperiri de hidrocarburi lichide şi gazoase din Marea Neagră, ca şi explorarea şi exploatarea zăcămintelor de aşa-numit „gaz de şist”, respectiv obţinut prin tehnologii neconvenţionale, pot ajuta reducerea substanţială a importurilor.

c) Necesarul de investiţii pentru sectorul energiei electrice este de circa 1.750 mil. euro pentru perioada 2012-2015, circa 7.084 mil. euro pentru intervalul 2016-2020 şi de circa 9.040 mil. euro pentru perioada 2021-2025. Investiţiile din întreaga economie pentru proiectele de eficienţă energetică care să ducă la o economie de energie la consumator de 20% la nivelul anului 2020 vor ajunge la o valoare probabilă de circa 6,4 mld. euro.


152

d) Realizarea acestor investiţii va duce la o creştere procentuală anuală a PIB în intervalul 2012-2020 cu valori cuprinse între 0,16% şi 2,16%, în funcţie de participarea economiei româneşti la realizarea obiectivelor energetice (prin construcţii-montaj şi echipamente).

e) Partea mai neplăcută o reprezintă efectul asupra preţului energiei şi implicit asupra indicelui inflaţiei. Acest impact este cel mai probabil în jurul valorii de 0,68% la nivelul anului 2020. Trebuie precizat că această cifră nu conţine influenţa variaţiei preţurilor agenţilor primari, ci doar efectul noilor investiţii până în 2020.


153

ANEXE

Pentru a elabora o serie de aspecte teoretice, a dezvolta unele tematici

adiacente, dar necesare, celor dezvoltate în studiu, lucrarea conţine un număr de anexe lămuritoare.

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

15

4

An

exa

nr.

1

Sce

nar

iile

uti

liza

te p

entr

u r

eali

zare

a p

rogn

ozei

eco

nom

ice şi

en

erge

tice

Tab

elu

l nr.

A1.

1 –

Sce

nar

iul n

r. 1

. Evo

luţia

PIB

200

8-20

35

Rea

liză

ri 1

)

Est

imăr

i 20

09

2010

20

11

2012

20

13

2014

20

15

2016

20

17

2018

20

19

2020

20

25

2030

20

35

2035

/ 20

10

PIB

(m

ld. e

uro

2010

) R

itm

anu

al d

e cr

eşte

re

PIB

-%

12

5,98

-6

,6

12

4,1

-1,6

12

7,2

2,5

12

9,4

1,7

13

3,4

3,1

13

8,2

3,6

14

3,6

3,9

14

8,5

3,5

15

3,6

3,4

15

8,6

3,2

16

4,1

3,5

17

0,0

3,6

20

1,0

3,4

23

3,0

3,3

27

1,5

3,1

2,

187

Ela

stic

itat

e R

itm

anu

al C

IEP

2)

(% )

0,

52

0,

52

0,

52

0,

5

0,5

0,

5

0,45

0,45

0,45

0,45

0,4

0,

35

0,

3

Rit

m a

nual

de

creş

tere

C

IEP

(%

)

1,3

0,

88

1,

6

1,8

1,

9

1,75

1,53

1,44

1,57

1,62

1,36

1,15

1,0

V

aria

nta

I C

onsu

m

inte

rn

de

ener

gie

prim

ara

CIE

P

(mii

tep)

34

324

34

817

35

270

35

580

36

150

36

800

37

500

38

150

38

740

39

300

39

910

40

5003

)

43

215

45

760

48

100

1,

38

Var

iant

a II

C

onsu

m

inte

rn

de

ener

gie

prim

ară

care

să

as

igur

e ţi

nta

de

20%

faţă

de s

trat

egia

20

07-2

020

(mii

tep)

34

324

34

817

35

270

35

545

36

000

36

570

36

920

37

270

37

630

37

990

38

350

38

720

40

700

42

770

44

950

1,

29

1) A

nuar

ul s

tatis

tic

al R

omân

iei 2

011.

2)

CIE

P –

Con

sum

inte

rn d

e en

ergi

e pr

imară

(ene

rget

ic +

nee

nerg

etic

).

3) C

onfo

rm S

trat

egie

i 200

7-20

20, î

n an

ul 2

020

CIE

P a

r fi

de

48.4

00 te

p. P

rogn

oza

actu

ală

cond

uce

la 8

3,4%

din

val

oare

a co

nfor

m s

trat

egie

i.

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

155

Tab

elu

l nr.

A1.

2.1

– S

cen

ariu

l nr.

1

Var

iant

a I.

Str

uctu

ra c

onsu

mul

ui in

tern

de

ener

gie

prim

ară

2008

-203

5 în

Rom

ânia

(m

ii te

p)

R

eali

zări

E

stimăr

i 20

08

2009

20

10

2011

20

12

2013

20

14

2015

20

16

2017

20

18

2019

20

20

2025

20

30

2035

V

aria

nta

I C

onsu

m in

tern

de

ener

gie

prim

ară,

di

n ca

re:

39

658

3432

434

817

3473

035

580

3615

036

800

3750

0

38

150

3874

039

300

3991

040

500

4321

545

760

4810

0

- că

rbun

e, d

in

care

: 96

49

7436

6911

6900

6875

6850

6825

6800

6670

63

0061

0060

0058

0055

0053

0052

00

- h

uilă

şi c

ocs

3617

17

1017

3916

0015

7515

5015

2515

0013

70

1000

800

800

700

700

700

700

- li

gnit

şi căr

bune

br

un

6032

57

2651

7253

0053

0053

0053

0053

0053

00

5300

5300

5200

5100

4800

4600

4500

- țiț

ei ş

i pro

duse

pe

trol

iere

97

19

8239

8416

8520

8620

8750

8880

9020

9160

94

0094

8096

5098

0010

470

1128

012

000

- ga

ze n

atur

ale

1247

6 10

642

1089

711

100

1173

011

995

1219

512

440

1301

5 13

785

1437

514

810

1414

114

903

....

- en

ergi

e hi

dro

1115

11

6415

7313

1513

1513

1513

6014

1014

10

1410

1500

1500

1500

1600

1650

1700

- en

ergi

e nu

clea

ră

2752

28

8128

4928

4928

5028

5028

5028

5028

50

2850

2850

2850

4069

5392

....

- en

ergi

e di

n S

RE

26

25

2656

200

400

700

1085

1150

12

0013

0014

0015

0016

50..

..-

alți

com

bust

ibil

i 21

1 19

816

190

9090

9095

95

9595

100

100

100

....

- le

mne

de

foc şi

deșe

uri l

emno

ase

3710

37

4239

8239

0039

0039

0039

0038

0038

00

3700

3600

3600

3600

3600

....

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

15

6

Tab

elu

l nr.

A1.

2.2

– S

cen

ariu

l nr.

1

Var

iant

a II

. Str

uctu

ra c

onsu

mul

ui in

tern

de

ener

gie

prim

ară

2008

-203

5 în

Rom

ânia

, red

ucer

ea c

u 20

% C

IEP

până

în 2

020

(mii

tep)

R

eali

zări

E

stimăr

i 20

08

2009

20

10

2011

20

12

2013

20

14

2015

20

16

2017

20

18

2019

20

20

2025

20

30

2035

V

aria

nta

II

Con

sum

inte

rn

de e

nerg

ie

prim

ară,

di

n ca

re:

39

658

3432

434

817

3473

035

453

3573

036

265

3660

0

3706

5 37

465

3788

338

300

3872

040

700

4277

044

950

- că

rbun

e, d

in

care

:

9649

74

3669

1169

0068

7568

5068

0067

90

6600

63

0061

0059

0058

0055

0053

0052

00 -

hui

lă ş

i coc

s 36

17

1710

1739

1600

1575

1550

1500

1490

1300

10

0080

070

070

070

070

070

0 -

lign

it ş

i că

rbun

e br

un

6032

57

2651

7253

0053

0053

0053

0053

0053

00

5300

5300

5200

5100

4800

4600

4500

- țiț

ei ş

i pro

duse

pe

trol

iere

97

19

8239

8416

8520

8620

8750

8880

9020

9160

94

0094

8096

5098

0099

5811

280

1200

0

- ga

ze n

atur

ale

1247

6 10

642

1089

711

100

1160

311

575

1168

511

550

1210

0 12

620

1270

813

280

1253

113

000

....

- en

ergi

e hi

dro

1115

11

6415

7313

1513

1513

1513

6014

1014

10

1410

1500

1500

1500

1600

1650

1700

- en

ergi

e nu

clea

ră

2752

28

8128

4928

4928

5028

5028

5028

5028

50

2850

2850

2850

4069

5392

....

- en

ergi

e di

n S

RE

26

25

2656

200

400

700

1085

1150

12

0013

0014

0015

0016

50..

..

- alți

co

mbu

stib

ili

211

198

161

9090

9090

9595

95

9510

010

010

0..

..

- le

mne

de

foc şi

deșe

uri

lem

noas

e

3710

37

4239

8239

0039

0039

0039

0038

0037

00

3700

3600

3500

3500

3500

....

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

157

Tab

elu

l nr.

A1.

3.1

– S

cen

ariu

l nr.

1. P

rodu

cţia

de

ener

gie

prim

ară

2008

-203

5 în

Rom

ânia

(m

ii te

p)

Pro

ducţ

ia d

e ga

ze n

atur

ale

în d

ecli

n

R

eali

zări

E

stimăr

i 20

08

2009

20

10

2011

20

12

2013

20

14

2015

20

16

2017

20

18

2019

20

20

2025

20

30

2035

P

rodu

cția

de

ener

gie

prim

ară,

di

n ca

re:

28

779

28

034

27

427

26

695

26

240

25

855

25

670

25

501

25

050

24

525

24

045

23

605

23

169

21

433

- hu

ilă

979

751

731

6748

67

5 65

0 62

5 60

0 57

0 54

0 50

0 43

0 38

0 38

0 38

0 38

0 -

lign

it +

că

rbun

e br

un

6032

57

26

5172

53

00

5300

53

00

5300

53

00

5300

53

00

5200

51

00

4800

46

00

4500

- țiț

ei

4619

43

90

4186

39

56

3860

37

00

3555

34

15

3275

31

50

3020

29

00

2780

22

69

.. ..

- ga

ze n

atur

ale

8982

89

64

8705

85

80

7850

74

50

7090

67

50

6400

60

80

5770

54

85

5200

40

30

.. ..

- en

ergi

e hi

dro

1481

13

61

1769

13

70

1515

15

15

1560

16

06

1610

16

10

1610

16

40

1659

17

54

1780

18

22

- en

ergi

e nu

clea

ră

2752

28

81

2849

28

03

2850

28

50

2850

28

50

2850

28

50

2850

28

50

2850

28

50

.. ..

- en

ergi

e di

n su

rse

neco

nvenți

onal

e

26

25

26

56

200

400

700

1085

11

50

1200

13

00

1400

15

00

1650

..

..

- alți

co

mbu

stib

ili

158

98

90

90

90

90

90

95

95

95

95

100

100

100

.. ..

- le

mne

de

foc şi

deșe

uri a

gric

ole

3750

38

38

3899

39

00

3900

39

00

3900

38

00

3800

37

00

3600

36

00

3600

36

00

.. ..

Ipot

eze:

-

Pen

tru ţiţ

ei p

rodu

cţia

sca

de c

onst

ant

cu 3

-5%

pe

an, r

espe

ctiv

cu

4-6%

pe

an p

entr

u ga

ze n

atur

ale,

iar

gra

dul

de î

nloc

uire

al

reze

rvel

or e

xplo

atat

e es

te d

e 15

-20%

pen

tru ţiţ

ei ş

i de

15-3

0% p

entr

u ga

ze n

atur

ale;

-

U3 şi

U4

Cer

navo

dă c

omer

cial

în 2

020 şi

202

5 cu

com

bust

ibil

din

impo

rt;

- E

nerg

ie d

in S

RE

con

form

PN

AE

R.

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

15

8

Tab

elu

l nr.

A1.

3.2

– S

cen

ariu

l nr.

1 –

Pro

ducţ

ia d

e en

ergi

e pr

imară

2008

-203

5 în

Rom

ânia

(m

ii te

p)

Pro

ducţ

ia d

e ga

ze n

atur

ale

stab

ilă +

par

tici

pare

a no

ilor

rez

erve

des

cope

rite

R

eali

zări

E

stimăr

i 20

08

2009

20

10

2011

20

12

2013

20

14

2015

20

16

2017

20

18

2019

20

20

2025

20

30

2035

P

rodu

cția

de

ener

gie

prim

ară,

di

n ca

re:

28

779

28

034

27

427

27

120

27

060

27

075

27

170

27

341

27

250

27

045

26

975

27

220

28

969

30

403

- hu

ilă

979

751

731

6748

67

5 65

0 62

5 60

0 57

0 54

0 50

0 43

0 38

0 38

0 38

0 38

0 -

lign

it +

căr

bune

br

un

6032

57

26

5172

53

00

5300

53

00

5300

53

00

5300

53

00

5200

51

00

4800

46

00

4500

- țiț

ei

4619

43

90

4186

39

56

3860

37

00

3555

34

15

3275

31

50

3020

29

00

2780

22

69

.. ..

- ga

ze n

atur

ale

8982

89

64

8705

85

80

8670

86

70

8590

85

90

8600

86

00

8700

91

00

1100

0 13

000

.. ..

- en

ergi

e hi

dro

1481

13

61

1769

13

70

1515

15

15

1560

16

06

1610

16

10

1610

16

40

1659

17

54

1780

18

22

- en

ergi

e nu

clea

ră

2752

28

81

2849

28

03

2850

28

50

2850

28

50

2850

28

50

2850

28

50

2850

28

50

.. ..

- en

ergi

e di

n su

rse

neco

nvențio

nale

26

25

26

56

200

400

700

1085

11

50

1200

13

00

1400

15

00

1650

..

..

- alți

com

bust

ibili

15

8 98

90

90

90

90

90

95

95

95

95

10

0 10

0 10

0 ..

.. -

lem

ne d

e fo

c şi

deșe

uri a

gric

ole

3750

38

38

3899

39

00

3900

39

00

3900

38

00

3800

37

00

3600

36

00

3600

36

00

.. ..

Ipot

eze:

-

Pen

tru ţiţ

ei p

rodu

cţia

sca

de c

onst

ant c

u 3-

5% p

e an

, iar

gra

dul d

e în

locu

ire

a re

zerv

elor

exp

loat

ate

este

de

15-2

0%;

- P

entr

u ga

zele

nat

ural

e, p

erio

ada

până

în

2015

est

imăr

i M

EC

MA

aug

ust

2011

. D

upă

2015

se

cons

ideră

creş

tere

a tr

epta

ta a

pro

ducț

iei

în u

rma

desc

oper

irilo

r an

unța

te d

e no

i dep

ozite

; -

U3 şi

U4

Cer

navo

dă c

omer

cial

în 2

020 şi

202

5 cu

com

bust

ibil

din

impo

rt;

- E

nerg

ie d

in S

RE

con

form

PN

AE

R.

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

159

Tab

elu

l nr.

A1.

4.1

– S

cen

ariu

l 1

Var

iant

a 1

– Im

port

ul d

e re

surs

e en

erge

tice

prim

are

pent

ru a

sigu

rare

a co

nsum

ului

inte

rn (

mii

tep)

Pro

ducţ

ia d

e ga

ze n

atur

ale

în d

ecli

n

R

eali

zări

E

stimăr

i 20

08

2009

20

10

2011

20

12

2013

20

14

2015

20

16

2017

20

18

2019

20

20

2025

20

30

2035

S

old

impo

rt-e

xpor

t, di

n ca

re:

Tot

al im

port

uri,

din

care

:

1069

3 11

232

6585

64

86

7187

74

30

8035

82

35

9340

95

40

1029

5 10

495

1113

0 11

330

1200

9 12

205

1310

0 13

300

1421

5 14

415

1525

5 15

365

1630

5 16

445

1733

1 17

490

2178

2 21

936

- că

rbun

e (h

uila

şi

cocs

) 25

27

996

1221

90

0 90

0 90

0 90

0 90

0 43

0 26

0 30

0 37

0 32

0 32

0 32

0 32

0

- țiț

ei ş

i pro

duse

pe

trol

iere

49

07

4139

42

40

4500

47

60

5050

53

25

5605

58

85

6250

64

60

6750

70

20

8201

- ga

ze n

atur

ale

3567

16

14

1834

28

35

3845

43

95

4875

53

90

6345

72

25

7970

91

65

8821

10

873

- co

mbu

stib

il nu

clea

r ec

hiva

lent

12

19

2542

Exp

ortu

ri (

hidr

o)

-523

-2

82

-280

-2

00

-200

-2

00

-200

-1

96

-200

-2

00

-110

-1

40

-159

-1

54

Dep

ende

nța

de

impo

rtur

i (%

) 27

,4

18,3

20

,8

23,1

26

,2

28,4

30

,2

31,2

34

,3

36,7

38

,8

40,8

42

,8

50,4

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

16

0

Tab

elu

l nr.

A1.

4.2

– S

cen

ariu

l 1

Var

iant

a 1

– Im

port

ul d

e re

surs

e en

erge

tice

prim

are

pent

ru a

sigu

rare

a co

nsum

ului

inte

rn (

mii

tep)

Pro

ducţ

ia d

e ga

ze n

atur

ale

stab

ilă +

par

tici

pare

a no

ilor

rez

erve

des

cope

rite

R

eali

zări

E

stimăr

i 20

08

2009

20

10

2011

20

12

2013

20

14

2015

20

16

2017

20

18

2019

20

20

2025

20

30

2035

S

old

impo

rt-e

xpor

t,

din

care

: T

otal

impo

rtur

i, di

n ca

re:

1069

3 11

232

6585

64

86

7187

74

30

7610

78

10

8530

87

30

9075

92

75

9630

98

30

1015

9 10

355

1090

0 11

100

1167

5 11

875

1232

5 12

435

1269

0 12

830

1153

1 11

690

1281

2 12

966

- că

rbun

e (h

uilă

şi c

ocs)

25

27

996

1221

90

0 90

0 90

0 90

0 90

0 80

0 44

0 30

0 37

0 32

0 32

0 32

0 32

0 - țiț

ei ş

i pro

duse

pe

trol

iere

49

07

4139

42

40

4500

47

60

5050

53

25

5605

58

85

6250

64

60

6750

70

20

8201

- ga

ze n

atur

ale

3567

16

14

1834

24

10

3025

31

75

3375

35

50

4145

49

35

5490

55

50

3021

19

03

- co

mbu

stib

il nu

clea

r ec

hiva

lent

12

19

2542

Exp

ortu

ri (

hidr

o)

-523

-2

82

-280

-2

00

-200

-2

00

-200

-1

96

-200

-2

00

-110

-1

40

-159

-1

54

Dep

ende

nța

de

impo

rtur

i (%

) 27

,4

18,3

20

,8

21,6

23

,9

25,1

26

,1

27,0

28

,5

30,1

31

,4

31,8

28

,5

29,6

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

161

Tab

elu

l nr.

A1.

4.3

– S

cen

ariu

l 1

Var

iant

a 2

– Im

port

ul d

e re

surs

e en

erge

tice

prim

are

pent

ru a

sigu

rare

a co

nsum

ului

inte

rn (

mii

tep)

Red

ucer

e cu

20%

CIE

P p

ână

în 2

020

Pro

ducţ

ia d

e ga

ze n

atur

ale

stab

ilă +

par

tici

pare

a no

ilor

rez

erve

des

cope

rite

R

eali

zări

E

stimăr

i 20

08

2009

20

10

2011

20

12

2013

20

14

2015

20

16

2017

20

18

2019

20

20

2025

20

30

2035

S

old

impo

rt-e

xpor

t,

din

care

: T

otal

impo

rtur

i, di

n ca

re:

1069

3 11

232

6585

64

86

7187

74

30

7610

78

10

8393

85

93

8656

88

56

9095

92

95

9259

94

55

1011

5 10

315

1042

0 10

620

1060

8 10

718

1098

0 11

120

9851

10

010

1039

7 10

551

- că

rbun

e (h

uila

şi c

ocs)

25

27

996

1221

90

0 90

0 90

0 87

5 89

0 73

0 46

0 30

0 27

0 32

0 32

0 32

0 32

0 - țiț

ei ş

i pro

duse

pe

trol

iere

49

07

4139

42

40

4500

47

60

5050

53

25

5605

58

85

6250

64

60

6750

70

20

7689

- ga

ze n

atur

ale

3567

16

14

1834

24

10

2933

29

06

3095

29

60

3500

40

20

4008

41

80

1531

0

- co

mbu

stib

il nu

clea

r ec

hiva

lent

12

19

2542

Exp

ortu

ri (

hidr

o)

-523

-2

82

-280

-2

00

-200

-2

00

-200

-1

96

-200

-2

00

-110

-1

40

-159

-1

54

Dep

ende

nța

de im

port

uri

(%)

27,4

18

,3

20,8

21

,9

23,7

24

,2

25,1

25

,3

26,7

27

,8

28,0

28

,7

25,4

25

,5

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

16

2

Tab

elul

nr.

A1.

4.1.

a –

Scen

ariu

l 1

Var

iant

a 1

– Im

port

ul d

e re

surs

e en

erge

tice

prim

are

pent

ru a

sigu

rare

a co

nsum

ului

inte

rn (

mii

tep)

Pro

ducț

ia d

e ga

ze n

atur

ale

stab

ilă +

par

tici

pare

a no

ilor

rez

erve

des

cope

rite

R

eali

zări

E

stimăr

i 20

08

2009

20

10

2011

20

12

2013

20

14

2015

20

16

2017

20

18

2019

20

20

2025

20

30

2035

S

old

impo

rt-e

xpor

t,

din

care

: T

otal

impo

rtur

i, di

n ca

re:

1069

3 11

232

6585

64

86

7187

74

30

7610

78

10

8530

87

30

9075

92

75

9630

98

30

1015

9 10

355

1090

0 11

100

1167

5 11

875

1232

5 12

435

1269

0 12

830

1153

1 11

690

1281

2 12

966

- că

rbun

e (h

uila

şi c

ocs)

25

27

996

1221

90

0 90

0 90

0 90

0 90

0 80

0 44

0 30

0 37

0 32

0 32

0 32

0 32

0 - țiț

ei ş

i pro

duse

pe

trol

iere

49

07

4139

42

40

4500

47

60

5050

53

25

5605

58

85

6250

64

60

6750

70

20

8201

- ga

ze n

atur

ale

3567

16

14

1834

24

10

3025

31

75

3375

35

50

4145

49

35

5490

55

50

3021

19

03

- co

mbu

stib

il nu

clea

r ec

hiva

lent

12

19

2542

Exp

ortu

ri (

hidr

o)

-523

-2

82

-280

-2

00

-200

-2

00

-200

-1

96

-200

-2

00

-110

-1

40

-159

-1

54

Dep

ende

nța

de

impo

rtur

i (%

) 27

,4

18,3

20

,8

21,6

23

,9

25,1

26

,1

27,0

28

,5

30,1

31

,4

31,8

28

,5

29,6

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

163

An

exa

nr.

2

Sin

teza

pro

gnoz

ei e

con

omic

e şi

en

erge

tice

Tab

elu

l nr.

A2.

1. P

rogn

oza

cons

umul

ui d

e en

ergi

e el

ectr

ică

2012

-202

0-20

25

2010

x)20

11x)

2012

20

13

2014

20

15

2016

20

17

2918

20

19

2020

20

25

1. P

IB S

cena

riul

1 (

€201

0)

Rit

m a

nual

de

creş

tere

(%

) 12

4,1

-1,6

12

7,2

2,5

129,

4 1,

7 13

3,4

3,1

138,

2 3,

6 14

3,6

3,9

148,

5 3,

5 15

3,6

3,4

158,

6 3,

2 16

4,1

3,5

170,

0 3,

6 20

1,0

3,4

2. C

onsu

m in

tern

bru

t en.

el

ectr

ică

(TW

h)

58,7

60

,03

61,1

62

,2

63,4

64

,9

66,6

68

,3

70,1

71

,9

73,8

82

,3

3. C

onsu

m in

tern

net

en

. ele

ctri

că (

TW

h)

Rit

m a

nual

de

creş

tere

(%

)

54,2

7 -

55,3

1,

9

56,4

2,

0

57,4

2,

0

58,5

5 2,

0

59,9

2,

6

61,4

5 2,

6

63,0

2,

6

64,7

2,

6

66,4

2,

6

68,1

2,

6

75,9

2,

2 4.

Sol

d ex

port

-im

port

(T

Wh)

2,

7 2,

7 2,

7 3,

0 3,

0 3,

0 3,

0 3,

0 3,

2 3,

3 3,

5 3,

5 5.

Tot

al p

rodu

cție

bru

tă (

2+4)

–T

Wh

61,4

61

,93

63,8

65

,2

66,4

67

,9

69,6

71

,3

73,3

75

,2

77,3

85

,8

6. T

otal

pro

ducț

ie n

etă

(3+

4)

–TW

h 56

,97

58,0

59

,1

60,4

61

,5

62,9

64

,4

66,0

67

,2

69,7

71

,6

79,4

7. D

urat

a de

uti

liza

re p

uter

e de

vâr

f co

nsum

inte

rn (

h/an

) 62

25

6170

61

90

6210

62

30

6200

61

63

6160

61

60

6152

61

40

6070

8. P

uter

e de

vâr

f so

ld e

xpor

t-im

port

(M

W)

630

500

500

550

550

550

550

565

575

610

650

650

9. P

uter

e de

vâr

f co

nsum

in

tern

(3/

7) –

MW

87

19

8960

91

11

9188

93

76

9961

99

70

1022

0 10

500

1079

0 11

092

1250

9

10. P

uter

e de

vâr

f ne

tă

nece

sară

(8+

9) -

MW

93

49

9460

96

11

9738

99

26

1021

1 10

520

1078

5 11

075

1140

0 11

742

1315

9

x)R

ealizăr

i.


164

Tabelul nr. A2.2. Programul de noi centrale hidroelectrice (MW)

2011-2015 2016-2020 2021-2025 Total 2011-2025

Centrale noi gravitaționale Investiție

MW Mil. euro

316 588

184 1085

266 1137

766 2810

CHEAP Tarnița Investiție

MW Mil. euro

- -

1000 1164

- -

1000 1164


165

Anexa nr. 3

Alimentarea centralizată cu energie termică în România

A.3.1. Elemente generale

Dintre cele trei subsectoare ale industriei energiei din România (electricitate, gaze naturale, energetica localităţilor, dar, mai ales, sistemele de alimentare centralizată cu energie termică – SACET), energetica urbană este, de departe, în cea mai deficitară situaţie. Cauza principală o reprezintă tratarea superficială a acestui subsector în ultimii 22 de ani, soluţia simplistă de abordare (bazată pe subvenţii bugetare pentru combustibili pentru încălzire şi mai multe forme de protecţie socială), ceea ce, în timp, a condus la un proces de acumulări succesive nefavorabile, foarte greu de rezolvat astăzi. SACET este specific aglomerărilor urbane (municipii, oraşe) şi, într-o măsură mult mai mică, celor rurale (comune).

Încălzirea centralizată (termoficarea) este procedeul tehnic de alimentare cu energie termică a unui număr mare de clădiri (consumatori rezidenţiali, publici şi privaţi) caracterizate printr-o densitate ridicată; căldura este produsă în surse distincte şi transportată şi/sau distribuită prin reţele de conducte (reţele termice). Datorită caracterului local al încălzirii centralizate, autorităţile locale au un rol determinant în promovarea acesteia, în cooperare cu companiile energetice locale.

Încălzirea centralizată s-a dovedit în ţările cu economie liberă consolidată a fi o metodă sustenabilă şi cu cost minim în zonele urbane dens populate. În ţările în tranziţie, încălzirea centralizată este relativ răspândită, dar necesită modernizări substanţiale pentru a deveni competitivă în piaţă ca performanţă şi preţ.

Consumatorii urbani (clădirile) sau industriali au nevoie, în general, de energie electrică şi căldură. Acestea se pot obţine, de regulă, din surse separate de energie (producere separată – energia electrică de la centrale termoelectrice, CTE, iar căldura de la centrale termice, CT) sau dintr-o singură sursă (producere combinată în centrale de cogenerare/termoficare, CET). Într-o centrală de cogenerare sunt produse simultan şi combinat energia electrică şi căldura într-un singur proces denumit cogenerare. Dacă procesul de producere generează electricitate, căldură şi frig, el este denumit trigenerare.

Cogenerarea este o sursă potenţială pentru producerea eficientă de energie electrică atunci când consumul termic industrial şi încălzirea centralizată permit acest lucru. Cogenerarea este singurul procedeu de producere combinată a energiei electrice şi căldurii din combustibili fosili la un randament general de peste 75-80%. În comparaţie cu producerea separată a căldurii (în centrale


166

termice, CT) şi a electricităţii (în centrale termoelectrice, CTE), economia de combustibil rezultată din producerea combinată a căldurii şi electricităţii poate ajunge la 32-34% (figura nr. A.3.1) [1].

Figura nr. A.3.1. Comparaţie între fluxurile de energie şi combustibil la producerea separată a electricităţii şi căldurii şi, respectiv, la cogenerare.

Principalele avantaje ale cogenerării sunt următoarele: a) în comparaţie cu producerea separată, cogenerarea conduce la economii importante de combustibil, care se materializează prin reducerea facturilor pentru energie ale utilizatorilor de energie electrică şi căldură; b) emisiile poluante de gaze cu efect de seră (în special CO2), pe unitatea de energie utilă pot fi reduse semnificativ prin cogenerare, corespunzător economiei de combustibil nefolosit, în comparaţie cu producerea separată; c) cogenerarea este singurul procedeu sustenabil de utilizare a biomasei şi a deşeurilor combustibile pentru încălzirea rezidenţială; d) încălzirea centralizată din centralele de cogenerare este mai sigură, în comparaţie cu încălzirea individuală, datorită funcţionării cu personal de specialitate şi controlului continuu al producerii şi distribuţiei căldurii. De asemenea, siguranţa consumatorului este mai mare, întrucât dispare pericolul potenţial al instalaţiilor cu gaze naturale pentru încălzirea locuinţelor şi nu mai este necesară executarea reviziilor periodice ale centralelor proprii. Încălzirea centralizată din centralele de cogenerare eficiente este procedeul cel mai economic de alimentare cu căldură comparativ cu celelalte sisteme folosite.


167

Complexitatea ansamblului de probleme asociate cogenerării şi încălzirii centralizate este prezentată schematic în figura nr. A.3.2 [1]. Trebuie menţionat că în ţara noastră unii dintre factorii indicaţi în figură nu sunt luaţi în considerare, alţii sunt trataţi superficial, iar, în ansamblu, acest subsector energetic se confruntă cu dificultăţi dintre cele mai grave, ca urmare a unui proces cumulativ de lungă durată.

Figura A.3.2. Principalii factori care influenţează eficienţa încălzirii centralizate şi suportabilitatea facturilor

Problemele actuale ale SACET în România, sunt reprezentate de dificultăţile tehnice, economice, sociale şi de impact de mediu, în principal, acestea fiind următoarele:

Consumul de energie rezidenţială reprezintă aproximativ 40% din consumul final de energie al ţării, depăşind consumul industriei. Încălzirea centralizată este reprezentată de 83.799 de blocuri de locuit, proiectate şi construite în mare majoritate pentru încălzire centralizată (la care se adaugă un număr important de clădiri publice şi private), cu circa 3,1 milioane de apartamente (din care 97% proprietate privată, procentul cel mai ridicat din Uniunea Europeană) şi 7,82 milioane de locatari [79], din care circa 50% sunt astăzi debranşaţi din diverse cauze (incapacitate de plată, politica oficială greşită de încurajare a încălzirii individuale). S-a ajuns în situaţia aberantă cvasige-neralizată, contrar prevederilor Legii nr. 325/2006 (un condominiu – un sistem de încălzire), de coexistenţă în acelaşi bloc de locuinţe a 2-5 sisteme diferite de încălzire (termoficare, centrală de apartament, calorifere electrice, sobe cu lemne

Eficienţa încălzirii

centralizate şi suportabilitatea

Veniturile locatarilor

Cadrul instituţional şi de reglementare

Protecţia socială

Cadrul legislativ

Politica naţională de eficienţă energetică

Politica naţională privind cogenerarea şi încălzirea centralizată

Programe guvernamentale şi finanţarea

Asistenţă străină BM, USAID, UE BERD, UE etc.

Cadrul politic, economic şi social

Situaţia cogenerării şi a încălzirii

centralizate

Combustibili,căldura Preturi si tarife, alocarea costurilor

Modernizarea surselor de căldură (CET-uri si CT-uri)

Reabilitarea termică a clădirilor

Cogenerarea industrială


168

şi cărbune, precum şi apartamente fără niciun sistem de încălzire). Clădirile de locuit multietajate au, în general, pierderi energetice de 40-50%, sunt vechi (circa 55% au o vechime de peste 50 de ani), iar reabilitate termic sunt doar 2-3%.

Dacă în 1989 erau 315 operatori în localităţi cu sisteme centralizate, în prezent mai sunt în funcţiune 104 operatori (26 centrale de termoficare/cogenerare şi 78 centrale termice) [80], iar dintre aceştia peste 90% sunt în insolvenţă sau în faliment (este cazul SACET în localităţi mari precum Baia Mare, Slatina, Bârlad, Brașov, Piteşti, Giurgiu, Galaţi şi altele), datorită acumulării de datorii neplătite, în principal, la furnizorii de combustibili. Datoriile totale ale SACET în noiembrie 2011 erau de 4,565 miliarde lei, din care 48,5% în Bucureşti (unde atât producătorul de energie ELCEN, cât şi furnizorul de căldură RADET au de cinci ani conturile blocate), dar şi creanţe foarte mari de încasat [80].

Instalaţiile de cogenerare sunt în mare majoritate vechi, cu durata de viaţă depăşită, neperformante economic (proiectate şi construite mai ales pentru mari consumatori industriali, care au dispărut), nu îndeplinesc condiţiile de mediu şi reglementările UE privind cogenerarea de înaltă eficienţă (cu 15-20% sub randamentul standard de 75%), având dificultăţi financiare considerabile.

Pierderile energetice ale SACET existente pe lanţul producere-transport-distribuţie-consum, raportate la combustibilul consumat, sunt considerabile, de ordinul a 50-70%. Trebuie menţionată lipsa acută a surselor de finanţare pentru modernizarea SACET din diverse motive: legislaţie neatractivă, absenţa garanţiilor oferite investitorilor, insuficienţa finanţării de la bugetul central şi bugetele locale etc. Necesarul de investiţii pentru reabilitarea şi modernizarea sistemelor de încălzire centralizată în 33 de orașe este evaluat la 4,25 miliarde euro, din care 2,04 miliarde euro pentru sursele de producere a energiei şi 2,21 miliarde euro pentru rețelele de transport şi distribuție.

Debranşarea de la încălzirea centralizată a numeroşi consumatori, prin încurajarea oficială a încălzirii individuale prin semnale economice greşite (preţul nediferenţiat al gazelor naturale pentru încălzirea populației prin sisteme centralizate şi pentru consumatorii individuali, atitudine pasivă faţă de posibile îmbolnăviri, periculozitatea sporită şi sursele suplimentare de emisii poluante etc.).

Programele guvernamentale „Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă” (HG nr. 462/2006) şi „Termoficare 2006-2015 căldură şi confort” (HG nr. 381/2008) au avut rezultate nesemnificative; primul program a avut un început bun, dar a fost oprit ca urmare a remanierii guvernului, iar al doilea nu a fost capabil să asigure finanţarea prevăzută.


169

Protecţia socială a consumatorilor SACET constituie o problemă de o importanţă, amploare şi dificultate considerabile. În general, România are cele mai mici cheltuieli pentru protecţia socială din UE şi, foarte grav, se află în topul celor mai vulnerabile ţări în faţa crizei economice actuale, ocupând locul 54 din 57, cu 4,17 puncte din 100 posibile (Institutul pentru Managementul Dezvoltării, Elveţia). Conform datelor Ministerului Muncii, Familiei şi Protecţiei Sociale [81], ajutoarele sociale pentru consumatorii SACET la nivelul ţării s-au redus continuu: 602.580 familii în anul 2007-2008, 405.327 familii în 2008-2009, 330.930 familii în 2009-2010, 198.223 familii în 2010-2011. În Bucureşti situaţia ajutoarelor sociale pentru ultimii ani a fost: 78.381 familii în anul 2008-2009, 60.759 familii (178.510 persoane) în anul 2009-2010, 26.749 familii (64.603 persoane) în 2010-2011.

Studiul [82] a făcut o analiză de detaliu a sistemului de protecţie socială şi a suportabilităţii facturilor pentru energie în România, ajungând la o serie de constatări generale: costul încălzirii este prea ridicat faţă de calitatea serviciului prestat, depăşind în timpul iernii 50% din veniturile multor familii; nu există o strategie guvernamentală privind îmbunătăţirea accesului la energie şi suportabilitatea facturilor energetice; sistemul este fragmentat, cu autoritate dispersă, nu se adresează suficient celor săraci, sporind excluziunea socială, nu încurajează eficienţa energetică, iar confortul este scăzut prin reducerea deliberată a temperaturii în încăperi.

A încetat valabilitatea Legii nr. 483/2006 (la 1 aprilie 2012, după o prelungire cu un an), respectiv s-au eliminat subvenţiile de până la 45% de la bugetul de stat pentru costul combustibililor pentru încălzire. La aceasta se adaugă reducerea apreciabilă a ajutoarelor sociale pentru încălzire pentru familiile cu venituri reduse, anunţată de guvern, în cadrul programului de austeritate. O consecinţă directă este creşterea şi mai accentuată a „sărăciei energetice”, respectiv a procentului mare de locatari cu venituri reduse şi capacitate scăzută de plată a facturilor energetice ale SACET, facturi care s-au majorat considerabil (cu 30-50%) în perioada de încălzire 2011-2012. Costul căldurii furnizate consumatorilor a depășit în mod curent 300 lei/Gcal, iar în unele localități 400 lei/Gcal.

Majoritatea actualelor SACET, aflate în proprietatea şi coordonarea directă a autorităţilor locale, au avut un management defectuos, manifestându-se opoziţia faţă de introducerea metodelor moderne de conducere, gestiune, restructurare etc., pe fondul disputelor politice locale.

Reglementarea activităţilor SACET s-a făcut de două autorităţi: ANRE (pentru energie electrică, cogenerare şi, din 2007, gaze naturale) şi ANRSC (pentru încălzire urbană şi distribuţia căldurii). Între acestea a existat o slabă coordonare:


170

ANRSC s-a dovedit puţin capabilă să gestioneze problemele locale, iar ANRE prin reglementările sale, a avut efecte defavorabile asupra modernizării cogenerării (a dus o politică de ieftinire a energiei electrice, scumpind căldura – asistată prin subvenţii, a elaborat norme şi reglementări întârziate etc.).

Domeniul SACET este necoordonat, responsabilităţile sunt împărţite, este subfinanţat, neprioritar, neglijat, ceea ce a produs pierderi energetice şi economice mari, cu un impact social de mare amploare şi asistat, în mod greşit, prin subvenţii. Nu există o strategie naţională reală a acestui subsector energetic, responsabilităţile fiind împărţite între patru instituţii centrale, fără coordonare între acestea (Ministerul Administraţiei şi Internelor, Ministerul Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri, Ministerul Muncii, Familiei şi Protecţiei Sociale, Ministerul Mediului și Pădurilor) şi două autorităţi de reglementare (ANRE şi ANRSC) [83].

La cele menţionate mai sus trebuie prezentate o serie de condiţii suplimentare cu restricţii specifice pentru SACET, apărute în ultima perioadă de timp, dar mai ales după 2007, şi anume:

● Energetica urbană este reconsiderată fundamental în contextul evoluţiei problemelor de mediu din ultimii 30-35 de ani [1]. Acestea s-au schimbat succesiv, de la poluare ambientală la influenţa gazelor cu efect de seră (GES), apoi la încălzire globală şi, în continuare, schimbări climatice, pentru ca în ultimul timp să vorbim despre catastrofe ecologice. Ca urmare, abordarea generală şi reglementările s-au schimbat în mod decisiv, mai ales după 1985; dacă la început preocupările erau exclusiv pentru problemele legate de energie, a apărut dihotomia energie-mediu, care în zilele noastre s-a transformat în mediu-energie, dar deja se conturează pentru deceniile următoare mediul ca singur element de control al dezvoltării societăţii (figura nr. A.3.3). S-a ajuns la concluzia că temperatura Pământului nu trebuie să crească cu mai mult de 2oC faţă de anii 1900, când temperatura medie a Pământului era de 14oC. Astăzi, această valoare este de 15oC şi este deja o preocupare generală pentru a limita această creştere. Cauza principală a încălzirii globale o constituie emisiile de GES, în special CO2 , provenite din activităţile energetice şi industriale. Costurile economice ale schimbărilor climatice au fost evaluate de Raportul Stern [84] la pagube de 5-20% pe an din PIB-ul global, dacă nu se iau măsuri de limitare a emisiilor de GES şi la costuri de 1% din PIB pe an, dacă se iau masuri de stabilizare a emisiilor.

Figura nr. A.3.3. Evoluţia contextului general şi a reglementărilor în relaţia energie şi mediu


171

● Uniunea Europeană s-a angajat ferm ca lider global în această acţiune, elaborând în ultimii ani un număr de documente definitorii de politică în domeniul energiei şi mediului: a) „O strategie integrată pentru energie şi schimbări climatice” (2007); b) Reglementările energie-schimbări climatice (directivele pachetului legislativ cu obiectivele 20-20-20 pentru limitarea încălzirii globale la maximum 2oC faţă de anii 1900), respectiv, reducerea emisiilor de GES cu 20%, ca obiectiv strategic, însoţit de două obiective conexe: reducerea consumului final de energie prin creşterea eficienţei energetice cu 20% şi creşterea utilizării surselor regenerabile de energie (SRE) cu 20% în totalul mixtului de resurse energetice primare; d) Directiva 2010/31/UE privind performanţa energetică a clădirilor, care prevede măsuri severe de reducere a consumurilor energetice la clădirile existente şi, mai ales, la clădirile noi; e) Pachetul 3-Energie, Roadmap 2050 (reducerea emisiilor de CO2 cu 85-90% ).

Comisia Europeană a elaborat în martie 2011 Strategia Europa 2020 (care înlocuieşte vechea Strategie Lisabona) şi Eficienţa energetică 2011-2020, conform căreia se dublează eforturile statelor membre de reducere a pierderilor energetice, fiind în curs de aprobare Directiva pentru eficienţă energetică, care promovează cogenerarea eficientă, economia de energie în clădiri, ca măsură prioritară şi o nouă generaţie de servicii energetice.

Legislaţia europeană a fost transpusă în cea românească, din păcate cu unele întârzieri în ceea ce priveşte domeniul SACET şi al energeticii clădirilor.

În luna mai 2011, Ministerul Administraţiei şi Internelor a prezentat o strategie de modernizare a SACET fundamentată pe conceptul de „piaţă de energie termică”, analog pieţei europene de energie electrică şi de gaze naturale. Această strategie se bazează pe competiţie la producerea energiei, transportul şi distribuţia căldurii rămânând în proprietatea autorităţilor locale (cu posibilitatea de concesionare a activităţii unor operatori), iar furnizarea de căldură fiind asigurată de mai multe societăţi comerciale, pentru încasarea facturilor de energie.

Având în vedere dificultăţile majore ale SACET, semnalate mai sus, numeroase opinii autorizate, precum şi ale autorilor acestui studiu, consideră că aplicarea conceptului de „piaţă de energie termică” la sistemele urbane, care au specificul foarte diversificat al sistemelor locale, va produce perturbări mari, fiind un experiment inedit incert cu consecinţe grave şi total nerecomandat.

În tabelul nr. A.3.1 se prezintă posibilităţile de organizare şi conducere a sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică (SACET) conform lucrării [85], elaborată de Energy Charter Secretariat. Dintre posibilitățile enumerate, ținând seama de prevederile legale şi experiența din ultimii 22 de ani, alternativele 1, 2, 4 şi 6 nu au cadru legal în România; 3 (operator public-privat) –


172

soluţie frecventă, dar cu rezultate nesatisfăcătoare în marea majoritate a cazurilor, datorită lipsei de experienţă şi managementului defectuos; 3 (operator integral privat) – soluţie recomandată pentru gestionarea eficientă a SACET (preferabil cu includerea surselor de producere), în special, în condiţiile specifice ale României; 5 – soluţie recomandată şi utilizabilă doar pentru modernizarea surselor de producere; 7 – soluţie fundamental greşită, nerecomandată, în contradicţie cu politica energetică şi de mediu a Uniunii Europene.

Tabelul nr. A.3.1. Şapte posibilităţi de organizare şi conducere a SACET

Gestiune directă de către autoritatea locală.

Gestiune delegată către un operator integral public, deţinut de autoritatea locală.

Gestiune delegată către un operator public-privat sau integral privat.

Holding municipal (electricitate, căldura, gaze naturale, apă).

Parteneriat public-privat (pentru modernizarea surselor de producere a energiei termice).

Privatizarea sistemului centralizat (SACET).

Desființarea sistemului centralizat (SACET) şi trecerea la încălzirea individuală a apartamentelor cu centrale termice, sobe etc. (soluţie greşită, opusă politicii UE).

Rezultatele gestiunii delegate către un operator public-privat, prezentate în tabelul nr. A.3.2, soluţie general folosită în ţara noastră, sunt atât de necorespunzătoare la marea majoritate a SACET, ajunse în insolvenţă, faliment sau desfiinţare, cu probleme sociale grave create consumatorilor, încât se impune de urgență găsirea unor rezolvări radicale.

Tabelul nr. A.3.3 prezintă principalele prevederi ale delegării serviciului de alimentare cu energie termică (concesionării serviciului) în conformitate cu HG nr. 717/2008. Atribuirea delegării serviciului, de regulă, cu aport de investiţii, se face prin licitaţie, pe o perioadă de timp de 15-25 de ani, nu constituie un proces de privatizare, proprietarul rămânând acelaşi, respectiv autoritatea locală, care are drepturi clare de decizie şi control al performanţelor operatorului privat şi, în primul rând, al preţului energiei furnizate consumatorilor. Experienţa unor astfel de delegări de serviciu în ţara noastră arată rezultate pozitive semnificative: controlul situaţiei financiare, reducerea costurilor, creşterea eficienței economice, reduceri importante ale numărului de personal, investiţii pentru modernizare, creşterea continuităţii serviciului, a gradului de conectare şi a satisfacţiei consumatorilor, garantarea respectării legalităţii.


173

Tabelul nr. A.3.2. Concluzii privind consecinţele menţinerii situaţiei actuale (delegarea serviciului către un operator public-privat sau integral public)

În 1989 erau în România 315 operatori deţinuți de autorităţile locale sau centrale (pentru producerea energiei). Astăzi mai funcţionează 104, marea majoritate având dificultăţi financiare mari (insolvenţă sau faliment); restul au dispărut.

Managementul acestor operatori este ineficient, lipsit de profesionalism şi experienţă. Capacitate redusă de negociere comercială.

Pierderile tehnice, energetice şi economice mari sunt practic transferate către consumatori şi bugetul autorităţilor locale.

Exces mare de personal şi o influenţă negativă/opoziţie a organizaţiilor sindicale faţă de măsurile de restructurare şi de reducere a costurilor cu personalul.

Dificultăţi mari faţă de plata creditelor interne şi externe angajate. Eşuarea investiţiilor începute. Imposibilitatea obţinerii de noi credite de dezvoltare.

Capacitate redusă de convingere de racordare la sistemul centralizat a noilor construcţii rezidenţiale.

Capacitate redusă de competiţie faţă de concurenţa agresivă a furnizorilor de gaze naturale şi de centrale termice de apartament (datorită lipsei unei politici naţionale, locatarii reacţionează relativ corect la un semnal economic greşit, respectiv menţinerea preţului scăzut al gazelor naturale).

Principala consecinţă este lipsa unei perspective sigure privind alimentarea cu energie termică a locuinţelor (de exemplu, pentru Bucureşti, 570.000 de apartamente).

Având în vedere importanţa SACET (ca utilităţi vitale pentru numeroase comunităţi, sub aspectul impactului social, ca soluţii probate perfectibile din punct de vedere tehnic, economic şi impact de mediu), România trebuie să treacă de urgenţă la adoptarea unor măsuri deosebite în acest domeniu, între care:

Principalul factor motor decisiv capabil să dinamizeze dezvoltarea acestui subsector este voinţa politică fermă şi permanentă, care să asigure funcţionarea şi progresul din domeniul fiecărui element de influenţă prezentat mai sus. Având în vedere caracterul inerţial mare al activităţilor energetice, cu durate lungi de timp între decizie şi realizare practică, sunt necesare, pe de o parte, decizii urgente, iar, pe de altă parte, ca acestea să depăşească mandatul electoral de patru ani.

Înfiinţarea unei autorităţi naţionale/departament, care să aibă ca obiect de activitate „Energetica urbană şi rurală”, condus de un preşedinte/ministru delegat, subordonat primului ministru. Scopul acestei entităţi este coordonarea şi controlul tuturor activităţilor din domeniu, propunerea şi urmărirea strategiei, politicilor şi instrumentelor adecvate (legislaţie, finanţare, cooperarea cu autorităţile centrale şi locale, cu autorităţile de reglementare), activităţi axate pe politica şi reglementările


174

UE şi pe angajamentele României în acest domeniu. În acest sens, se propune înfiinţarea acestei entităţi printr-o lege specială. De o importanţă deosebită este selecţionarea unui personal nonpolitic cu expertiză profesională de calitate ridicată.

Pentru coordonarea priorităţilor, trebuie conceput un nou mod de realizare a politicii locale de încălzire centralizată şi de reabilitare termică a clădirilor, care să elimine disfuncţiile prezente între politica naţională (unde guvernul este responsabil şi singur interlocutor al UE) şi politica locală (unde autorităţile locale, datorită autonomiei administrative, pot avea alte priorităţi şi moduri de abordare). Trebuie să existe o mai bună coordonare între priorităţile naţionale şi priorităţile locale, din punct de vedere economic, social şi de mediu, respectiv între ministerele responsabile şi autorităţile locale.

Tabelul nr. A.3.3. Prevederile principale ale delegării serviciului de alimentare cu energie termică către un operator integral privat

Autorităţile locale rămân proprietarul activelor (nu este un proces de vânzare, de privatizare).

Operatorul privat investeşte în echipamente şi în mentenanţa lor.

Operatorul privat gestionează serviciul pe o anumită perioadă de timp (15-25 ani) pentru a-şi putea recupera investiţiile.

Operatorul privat plăteşte o redevenţă proprietarului (autorităţii locale) pentru dreptul de a folosi activele acestuia.

Contractul de concesiune între autoritatea locală şi operatorul privat are la bază următoarele principii:

- Creşterea eficienţei (reducerea pierderilor) tehnice, energetice şi economice a întregului sistem de termoficare;

- Asigurarea fiabilităţii sistemului prin investiţii şi reparaţii;

- Furnizarea de servicii la un tarif care asigură cel mai bun raport calitate/preţ;

- Tarifele sunt stabilite prin contract, cu o formulă de indexare în timp, iar controlul preţurilor se face de autoritatea locală şi de organismele de reglementare şi control abilitate;

- Asigurarea stocurilor de siguranţă de combustibil pentru iarnă;

- Exploatarea eficientă a activelor în proprietate publică;

- Asigurarea continuităţii serviciului şi a calităţii funcţionării instalaţiilor;

- Transparenţa exploatării, a cheltuielilor şi a investiţiilor faţă de proprietarul sistemului;

- Adaptarea continuă a sistemului la cererile consumatorilor şi ale autorităţilor concedente;

- Protejarea mediului ambiant în conformitate cu reglementările în vigoare.


175

Elaborarea de urgenţă a unei strategii naţionale în domeniul încălzirii centralizate a clădirilor şi locuinţelor, a eficienţei energetice şi a folosirii energiilor regenerabile, cu măsuri, termene şi responsabilităţi bazate pe strategiile locale. Pentru întocmirea strategiilor locale este necesară elaborarea unui ghid pentru municipalităţi, astfel încât să existe un sistem unitar de analiză şi soluţii propuse, coerent cu politica naţională în acest domeniu.

Crearea unui climat stabil şi predictibil în ceea ce priveşte cadrul legislativ şi de reglementare. Noile reglementări trebuie emise numai după un proces de consultare riguros, astfel încât entităţile interesate să-şi poată exprima punctele de vedere. Reglementările trebuie să fie nediscriminatorii şi să asigure atragerea investiţiilor în sector. Se consideră că activitatea de reglementare în domeniul SACET trebuie să se găsească în cadrul unei singure autorităţi şi anume ANRE, prin trecerea responsabilităţilor ANRSC privind energia termică la ANRE.

Promovarea cogenerării eficiente şi reabilitarea termică a clădirilor reprezintă principalele două direcţii de acţiune pentru reducerea sensibilă a pierderilor energetice, prin care România îşi poate îndeplini obligaţiile care îi revin privind reducerea cu 20% a consumului energetic, respectiv creşterea cu 20% a eficienţei energetice, până în anul 2020, din cadrul pachetului energie-schimbări climatice al UE.

Ansamblul energetic al SACET trebuie condus de consumatorii de energie termică şi nu de furnizorii de energie, din acest punct de vedere evidenţiindu-se importanţa reabilitării termice a clădirilor.

Reconsiderarea în mod fundamental a resurselor energetice primare disponibile local pentru SACET: restrângerea utilizării cărbunilor (prin restrângerea subvenţiilor şi includerea în preţul energiei a emisiilor), perspectiva creşterii preţului gazelor naturale, folosirea surselor regenerabile de energie mai scumpe (biomasă, biogaz, energie solară, energie geotermală), incinerarea deşeurilor etc.

Directivele şi reglementările recente ale UE privind reducerea de GES, în special CO2, creşterea eficienţei energetice, utilizarea SRE, performanţa energetică a clădirilor şi promovarea cogenerării de înaltă eficienţă impun refacerea şi actualizarea de urgenţă a strategiilor energetice municipale, în cadrul cărora problema principală o constituie alimentarea cu energie termică.

O consecinţă a reformei sectorului energetic, în general, şi a subsectorului sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică (SACET), în particular, este aceea că este de aşteptat ca energia consumată să fie plătită în totalitate [9]. Investiţiile necesare modernizărilor vor determina creşterea preţului şi a facturilor la energie. Ca urmare, guvernul va trebui să ia o serie de măsuri, între care cel


176

puţin două sunt deosebit de importante: pe de o parte, separarea clară a competenţelor şi responsabilităţilor autorităţilor de reglementare în domeniul energiei de cele ale ministerului responsabil cu asistenţa socială, iar, pe de altă parte, alcătuirea unei politici de protecţie socială bazată pe interacţiunea şi sinergia dintre tarife, sărăcie şi utilizarea energiei [82].

Diferenţierea preţului gazelor naturale între marii şi micii consumatori, în vederea promovării încălzirii centralizate şi eliminării subvenţiei încrucişate. În UE, raportul mediu dintre preţul gazelor naturale la consumatorii individuali şi la consumatorii industriali este de 2,15.

Reducerea TVA pentru consumatorii racordaţi la sistemele de încălzire centralizată. În tabelul nr. A.3.4 se prezintă o serie de date economice privind sistemele de alimentare centralizată cu căldură dintr-un număr de ţări din Uniunea Europeană. Se observă că într-o serie de ţări cu standarde de viaţă relativ coborâte, dar mai ridicate decât în România, s-a recurs, ca măsură de protecţie socială, la reducerea TVA pentru aceste sisteme la valori sensibil mai coborâte decât valoarea pentru TVA generală aplicată în respectivele ţări. O astfel de măsură se poate aplica şi în România pentru o perioadă limitată de timp.

Impa

ctul

inve

stiţi

ilor

din

dom

eniu

l ene

rget

ic a

supr

a cr

eşte

rii e

cono

mic

e

177

Tab

elu

l nr.

A.3

.4. C

heltu

ieli şi

ven

ituri

pen

tru

cons

umat

orii

raco

rdaţ

i la

SA

CE

T în

une

le ţă

ri d

in U

niun

ea E

urop

eană

Nr.

cr

t.

Țar

a T

VA

ge

ner

ală

TV

A p

entr

u

SA

CE

T

Con

sum

m

ediu

an

ual

, M

Wh

/ap

.

Preţu

l m

ediu

că

ldu

ră,

euro

/MW

h

Fac

tura

an

uală

p

entr

u că

ldu

ră,

euro

/ap

.

Ven

it

med

iu n

et

anua

l, eu

ro/p

ers.

Cos

t că

ldu

ră/

Ven

it m

ediu

an

ual p

e p

erso

ane

1.

B

ulga

ria

20%

20

%

6,71

50

,55

339

4 47

9 8%

2.

Rom

ânia

24

%

24%

8,

14

60,8

8 49

6 3

974

12%

3.

Ung

aria

27

%

5%

10,8

0 67

,54

729

5 58

7 13

%

4.

S

lova

cia

20%

20

%

11,8

0 70

,34

830

4 20

0 20

%

5.

R

epub

lica

Cehă

20%

14

%

8,61

77

,01

663

9 10

5 7%

6.

Pol

onia

23

%

23%

6,

90

43,7

6 30

2 9

030

3%

7.

G

erm

ania

19

%

19%

11

,00

78,0

0 85

8 35

700

2%

8.

Litu

ania

21

%

9%

9,00

75

,30

678

5 72

4 12

%

9.

L

eton

ia

22%

12

%

10,0

0 53

,63

536

5 60

0 10

%

10.

E

ston

ia

20%

20

%

10,0

0 74

,33

743

5 52

0 13

%

Ob

serv

ații:

Pen

tru

Rom

ânia

s-a

con

side

rat:

cons

umul

med

iu a

nual

7,0

Gca

l/apa

rt.;

preţ

ul m

ediu

al

căld

urii

310

lei/G

cal

(1G

cal

= 1

,163

MW

h);

fact

ura

med

ie a

nuală

pent

ru căl

dură

2.1

70 le

i/apa

rt.;

veni

tul m

ediu

net

anu

al 1

7 40

0 le

i/per

s.; c

ursu

l de

schi

mb

1 eu

ro =

4,3

8 le

i.


178

Introducerea tarifului binom pentru furnizarea căldurii şi a gazelor naturale, ca realitate economică şi garanţie a recuperării investiţiilor şi a funcţionării pe timpul verii a operatorilor de încălzire, m ăsură recomandată în mod insistent de studiul [82]. În figura nr. A.3.4 se prezintă grafic comparaţia între tariful monom şi tariful binom, din care rezultă avantajele economice ale utilizării tarifului binom, atât pentru furnizorii de căldură, cât şi pentru consumatorii de căldură.

Figura nr. A.3.4. Comparaţie între tariful monom şi tariful binom

O soluţie de o eficienţă deosebită o constituie delegarea gestiunii serviciului/concesionarea activităţii de alimentare cu energie termică (SACET) către operatori cu experienţă, cu precădere privaţi, în cadrul legal existent (HG nr. 717/2008). Procedura este recomandată şi utilizată în UE, practicată cu reuşită dovedită în unele municipalităţi din România şi este recomandabilă extinderea ei. Prin acest procedeu, fără a se modifica forma de proprietate se asigură creşterea eficienţei economice şi fiabilităţii SACET, surse suplimentare de investiţii şi pentru reparaţii, furnizarea de servicii la cel mai bun raport calitate/preţ, controlul costurilor şi al tarifului, transparenţa activităţii faţă de proprietarul SACET.

În vederea suplinirii lipsei surselor de investiţii, se propune ca în cadrul fondurilor structurale şi de coeziune să se întreprindă demersurile legale pentru crearea unei axe de finanţare dedicată creşterii eficienţei energetice a SACET, care să facă parte din Programul Operaţional Sectorial (POS) Eficienţă Energetică.


179

Anexa nr. 4

Decizii greşite de politică economică şi politică energetică, care au afectat cogenerarea

şi încălzirea centralizată în România

Sectorul energetic se compune, în principal, din trei subsectoare:

electricitate, gaze naturale şi încălzire centralizată. Dintre acestea, subsectorul încălzirii centralizate, împreună cu sursele de furnizare a căldurii – centralele de cogenerare (termoficare) şi centralele termice – se găsesc în cea mai dificilă situaţie.

Încălzirea centralizată este curent folosită în aglomerările urbane pentru alimentarea cu căldură a clădirilor publice, private şi rezidenţiale de locuit multietajate.

Cogenerarea reprezintă producerea combinată şi simultană, în aceleaşi instalaţii, a energiei electrice şi căldurii, folosind combustibili fosili şi resurse energetice regenerabile şi constituie, în mod obişnuit, sursa de alimentare cu energie termică a sistemelor centralizate de încălzire.

Din datele oficiale, în România sunt circa 85.000 de blocuri de locuinţe, cu circa 3 milioane de apartamente şi 7 milioane de locatari. Din 315 operatori urbani, furnizori de energie termică în 1989, astăzi mai funcţionează doar 104, şi aceştia, în mare majoritate, cu deficienţe financiare mari (peste 90% în insolvenţă sau faliment).

Pierderile energetice totale ale acestor sisteme, raportate la combustibilul consumat, sunt de ordinul a 50-75%, din care 30-40% la sursele de căldură şi în reţelele de transport şi distribuţie, iar 40-50% în clădirile de locuit multietajate. Aceste pierderi sunt plătite de consumatorii finali (populaţia), datorită facturilor greu de suportat, cu ajutorul unui sistem complex de subvenţii şi asistenţă socială.

Situaţia gravă în care se găseşte astăzi energetica urbană în ţara noastră are cauze multiple: instalaţii vechi şi neperformante, clădiri cu pierderi energetice mari, legislaţie care nu produce rezultate practice, reglementări necorespun-zătoare, lipsa unei politici naţionale în acest domeniu, absenţa investiţiilor, voinţă politică declarativă, dar şi numeroase decizii greşite, decizii amânate sau lipsă de decizii, care decizii luate corect şi la timp ar fi avut rezultate apreciabil mai bune.

Dintre deciziile greşite de politică economică se menţionează: Plata datoriei externe a României în anii ’80. Acest lucru, pe de o

parte, a încetinit considerabil dezvoltarea economică şi socială a ţării pentru o


180

perioadă lungă de timp, iar, pe de altă parte, datorită deconectării şi izolării României faţă de piaţa financiară internaţională şi partenerii tradiţionali, a determinat ca în deceniul ’90 România să solicite, în primul rând, asistenţa FMI şi a Băncii Mondiale. S-a adâncit, astfel, uzura tehnică şi morală a tehnologiilor şi echipamentelor energetice, între care cele specifice sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică (SACET).

Desfiinţarea în 1990 a Comitetului de Stat al Planificării (CSP), considerat a fi o structură specifică economiei centralizate, de comandă şi, ca o consecinţă, absenţa, până în prezent, a unei Strategii economice naţionale. Există numeroase opinii ale specialiştilor privind necesitatea unei instituţii naţionale de planificare strategică, ca o entitate nonpolitică, dependenţa de Parlamentul României, care să elaboreze pentru guvern propunerea strategiei economice şi sociale, pe termen mediu şi lung.

Cumpărarea în anii ’90, la sume modice, de către chiriaşi, a apartamentelor din blocurile de locuinţe. Astăzi, 97% din apartamente sunt proprietate privată, proporţia fiind cea mai ridicată din Uniunea Europeană. O consecinţă directă este legată de responsabilităţile pe care le au proprietarii faţă de întreţinerea locuinţelor şi cărora nu le pot face faţă din cauza veniturilor scăzute (de exemplu, modernizarea energetică a clădirilor).

Neacceptarea unui TVA redus pentru încălzirea centralizată, ca măsură de protecţie socială. Trebuie arătat că există în UE, prin comparaţie, state „sărace”, dar mai bogate decât România, care practică acest lucru; de exemplu, Ungaria (TVA general 27%, TVA redus pentru încălzire centralizată 5%), Republica Cehă (20%, respectiv 14%), Lituania (21%, respectiv 9%), Letonia (22%, respectiv 12%).

Dintre deciziile greşite de politică energetică se pot menţiona: Nerecunoaşterea sectorului energiei ca infrastructură strategică, în

general, şi a încălzirii centralizate, ca prioritate socială, în special. Spre deosebire de sectoarele transporturilor şi comunicaţiilor, acceptate ca reprezentând elemente de infrastructură şi ministere, membre ale guvernului, sectorul energiei nu a obţinut, ca în marea majoritate a ţărilor europene, plasarea în primele trei locuri ca importanţă naţională.

Absenţa unei politici naţionale reale în domeniul energeticii urbane. Documentele oficiale există, dar acestea nu au produs efecte semnificative; căldura, ca formă de energie, nu a constituit o prioritate, fiind lipsită de o abordare responsabilă. În ceea ce priveşte energetica urbană, aceasta este practic absentă din aceste documentele oficiale.

În sistemele de încălzire centralizată au fost implicate patru ministere (Ministerul Administraţiei şi Internelor, Ministerul Economiei,


181

Comerțului și Mediului de Afaceri, Ministerul Muncii, Familiei şi Protecţiei Sociale, Ministerul Mediului și Pădurilor) şi două autorităţi de reglementare (ANRE, ANRSC), fără o bună coordonare şi responsabilităţi clar delimitate între acestea.

Sistemele de alimentare centralizată cu energie termică (SACET) reprezintă astăzi cel mai deficitar subsector energetic din România, deoarece s-au adoptat soluţii simpliste şi ineficiente: subvenţii pentru combustibilii de încălzire şi măsuri neunitare de protecţie socială. Drept consecinţe, la anularea subvenţiilor, au crescut facturile la niveluri nesuportabile, s-au acumulat creanţe care nu pot fi plătite şi care generează blocaj financiar şi insolvenţă sau faliment.

Protecţie socială prin preţul energiei: preţuri reglementate. Dacă această abordare a reprezentat o soluţie în primii ani de după 1990, menţinută o perioadă prea lungă de timp, a deteriorat situaţia financiară a furnizorilor de energie (combustibili, electricitate, căldură), prin nerecunoaşterea unor costuri în preţurile energiei. De asemenea, a descurajat în foarte mare măsură activităţile de eficienţă energetică.

Preţul gazelor naturale, concurenţa cogenerare-gaze naturale. Spre deosebire de majoritatea statelor europene, în România nu a existat o politică naţională care să diferenţieze, prin preţul gazelor naturale, consumatorii industriali şi populaţia, sistemele centralizate de încălzire şi consumatorii individuali. Ca urmare, datorită încurajării oficiale a vânzării de centrale de încălzire de apartament, circa 50% din consumatorii racordaţi la sistemele centralizate s-au debranşat de la acestea. La nivelul UE, ca politici naţionale, pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă şi a măsurilor de eficienţă energetică, preţul mediu al gazelor naturale pentru încălzirea centralizată este de 2,2 ori mai scăzut decât pentru consumatorii individuali.

Efecte negative ale deciziilor autorităţilor de reglementare (ANRE, ANRSC), între care alocarea costurilor din cogenerare de către ANRE, prin scumpirea nejustificată a energiei termice şi a facturilor de încălzire, precum şi necoordonarea reglementărilor ANRE şi ANRSC, în dezavantajul furnizorilor şi consumatorilor.

Subordonarea ANRE şi ANRSC Secretariatului General al Guvernului, măsură justificată de economii bugetare, dar care a produs la aceste instituţii efecte contrare, lipsa independenţei în decizii şi a autonomiei financiare, plecarea personalului de specialitate şi, în final, atenţionarea României de către Comisia Europeană.

Neutilizarea tarifului binom pentru energie termică şi gaze naturale. ANRE a folosit exclusiv tariful monom pentru calculul facturilor la energie termică şi gaze naturale, producând astfel, în mod nejustificat, dificultăţi mari furnizorilor de energie în autofinanţarea acestora şi neglijând utilizarea


182

tarifului binom, unanim folosit în alte ţări, sistem de tarifare care reflectă o realitate economică.

Incapacitatea şi lipsa de interes a autorităţilor centrale şi locale în găsirea soluţiilor de finanţare pentru modernizarea energetică a blocurilor de locuinţe. Clădirile de locuit multietajate au pierderi energetice de ordinul a 40-50% din energia furnizată, valoarea acestor pierderi regăsindu-se în factura locatarilor şi în măsurile de protecţie socială. Până în prezent, din circa 85.000 de blocuri de locuinţe sunt izolate termic doar 2-3%, un procent cu totul neînsemnat.

Poziţia unor instituţii oficiale. Recomandarea Institutului pentru Politici Publice (IPP) Bucureşti, în Raportul „Servicii Publice Municipale (Bilanţ la 3 ani de mandat)”, octombrie 2011: ...„În aceste condiţii, IPP cere de urgenţă tuturor reprezentanţilor administraţiei locale, precum şi Ministerului Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri care încă mai are în subordine în 2010 şase Centrale Electrotermice, să ia măsuri urgente pentru eradicarea sistemului centralizat de încălzire, care s-a dovedit a fi unul falimentar, nu doar pentru consumatorul care plăteşte facturi mari de căldură, ci, în primul rând, din punct de vedere economic”.

Sistemul de alimentare centralizată cu energie termică (SACET), ca subsector energetic cu un impact social deosebit de mare, în totală opoziţie cu reglementările Uniunii Europene, se confruntă în România cu o „politică” de compromitere, este subfinanţat, în insolvenţă sau faliment, blocat financiar şi împins spre desfiinţare.


183

Anexa nr. 5

Alte politici greşite în sectorul energiei. Hidroelectrica în insolvenţă: cauze şi efecte

La sfârşitul anului 1990, a fost înfiinţată Regia Autonomă de Electricitate (RENEL) după modelul Electricite de France (EdF). Spre deosebire de EdF, cea mai mare companie de electricitate din Europa, RENEL era, la rândul său, un monopol integrat vertical (cu producerea, transportul şi distribuţia energiei într-o singură structură), dar cu o anumită ineficienţă economică, păstrând multe din caracteristicile fostului Minister al Energiei Electrice şi având organizaţii sindicale puternice, care se opuneau oricăror modificări de restructurare.

Ar trebui reamintit că, din punctul de vedere al accesului la sursele de investiţii, anii '90 au fost marcaţi de consecinţele plăţii datoriei externe a României şi de necesitatea de a conlucra direct cu anumite instituţii financiare internaţionale (în special, Fondul Monetar Internaţional şi Banca Mondială), iar sectorul energetic nu a făcut excepţie.

În martie 1997, RENEL s-a angajat faţă de Ministerul Industriilor, care avea responsabilitatea coordonării sectorului energetic, să propună, în special, două acţiuni şi anume: restructurarea RENEL şi înfiinţarea unei autorităţi de reglementare, ambele solicitate expres de FMI şi Banca Mondială. În acest scop, în RENEL a fost înfiinţat Comitetul de Strategie şi Reformă (CSR), alcătuit din 15 specialişti de înaltă calificare. Aceştia au elaborat, pe parcursul unui an, pe baza experienţei internaţionale, europene şi a specificului naţional, cu consultanţa firmei americane Bechtel International (plătită de Banca Mondială), propunerea de restructurare a RENEL.

Modelul de structură ales a fost acela al separării activităţilor de producere, transport, distribuţie şi furnizare a energiei, cu competiţie în producerea şi furnizarea energiei, iar ca activităţi reglementate, transportul (monopol natural) şi distribuţia. Nu au fost dificultăţi în a identifica Transelectrica, pentru transportul energiei electrice, cu toate liniile electrice de 220 kV şi 400 kV şi Electrica, pentru distribuţia şi furnizarea energiei electrice, cu opt sucursale de distribuţie zonale, cu liniile electrice sub 110 kV inclusiv.

Dificultăţile au apărut însă în restructurarea activităţii de producere a energiei, datorită existenţei a trei tipuri de centrale electrice: a) centrale hidroelectrice, în mare măsură cu investiţii amortizate, cu un preţ al energiei electrice produse foarte scăzut, datorită, pe de-o parte, a costului foarte redus al „combustibilului” – apa şi, pe de altă parte, al aportului mare al celei mai eficiente


184

unităţi, Centrala hidroelectrica Porţile de Fier; b) centrale termoelectrice, de asemenea, amortizate în mare măsură, cu preţuri ale energiei electrice produse ridicate datorită costurilor mari ale combustibilului (cărbune, gaze naturale, păcură), de ordinul a 70-80% din preţul energiei, cu eficienţă scăzută şi aflate în mare majoritate într-o stare avansată de uzură fizică şi morală; c) centrala nuclearoelectrică de la Cernavodă, la care la Unitatea 1 s-au reluat lucrările în 1991 şi care a intrat în funcţiune la sfârşitul anului 1996.

O restricţie suplimentară a fost impusă de Banca Mondială, care, ca politică proprie, a declarat ca nu susţine programul nuclear şi care, la începutul anilor '90, a condiţionat asistenţa financiară pentru RENEL exclusiv pentru producerea convenţională de energie (termo şi hidro) şi izolarea financiară a activităţii nucleare (realizată prin crearea Grupului de Energetică Nucleară, care a devenit ulterior Nuclearelectrica).

În aceste condiţii, propunerea de restructurare a RENEL, înaintată Ministerului Industriilor şi aprobată în Guvern prin HG nr. 365/1998, s-a realizat practic în perioada 1998-2000 prin separarea activităţilor de producere, transport, distribuţie şi furnizare, cu trei producători diferiţi după „combustibil” (termo, hidro, nuclear), respectiv Termoelectrica, Hidroelectrica şi Nuclearelectrica.

În paralel, pe baza propunerii RENEL, s-a înfiinţat prin OUG nr. 29/1998, aprobată prin Legea nr. 99/2000, Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), iar prin HG nr. 122/2000 s-a aprobat deschiderea la 10% a pieţei de energie electrică, piaţă deschisă gradual complet în 2007.

Competiţia iniţială a dat posibilitatea apariţiei unor firme care să cumpere şi să vândă energie electrică. Din acel moment, evoluţia firească a procesului de restructurare a încetat. O serie de firme cu suport din întreg spectrul politic au reusit să ajungă, în special la Hidroelectrica, cu care au încheiat contracte bilaterale confidenţiale pe termen lung, în condiţii dezavantajoase, atât pentru Hidroelectrica, cât şi din punctul de vedere al interesului naţional. În timp, Hidroelectrica a ajuns să aibă contracte de vânzare de acest tip pentru 70-80% din energia produsă, pentru perioade de vânzare de până la 10 ani, care au ajuns până în anul 2018. Contractele au fost dezechilibrate, în defavoarea Hidroelectrica, cu condiţii penalizatoare severe în ceea ce priveşte modificarea termenilor contractuali.

Atât înainte, cât şi după desfiinţarea RENEL în 1998, au fost numeroase recomandări ale organizaţiilor internaţionale (Banca Mondială, BERD, USAID) şi studii efectuate de firme de consultanţă renumite (Bechtel International, Hunton şi Williams, Morgan Stanley, Arthur D. Little, Flemings, PB Power etc.) privind restructurarea şi privatizarea sectorului energiei electrice din România, ca singura


185

măsură viabilă de modernizare, dar guvernele nu au adoptat şi finalizat nicio măsură semnificativă privind sectorul de producere a energiei.

Menţinerea acestei structuri de producere o perioadă prea lungă de timp, în condiţiile de mai sus, a fost păguboasă, atât producătorului hidro ieftin, prin pierderea unui profit considerabil înstrăinat, cât şi producătorilor termo scumpi, prin agravarea problemelor financiare şi decapitalizare. În același timp, ANRE, ca autoritate de reglementare, a tolerat existenţa acestor contracte dezastruoase pentru producătorul de energie hidro, ca reglementator nefiind în totalitate independent şi autonom.

Hidroelectrica, deşi cea mai profitabilă companie din sectorul electroenergetic cu capital majoritar de stat, datorită acestor contracte preferenţiale, pe fondul unor ani hidrologici nefavorabili, a ajuns într-o situaţie financiară deficitară, de neacceptat. În acest context, intrarea în insolvenţă a societăţii în iunie 2012 urmăreşte corectarea acestei situaţii prin măsuri severe de reorganizare, care să corecteze disfuncţionalităţile existente.

La aproape două luni de la declararea insolvenţei, raportul adminis-tratorului judiciar al Hidroelectrica din 17 august 2012 a arătat efectele acestei politici şi dimensiunea pierderilor financiare ale societăţii. Conform raportului, Hidroelectrica a intrat în insolvenţă datorită vânzărilor de energie către așa-numiţii „băieţi deştepţi”, managementului deficitar, investiţiilor neperfor-mante şi secetei prelungite, dar şi a altor factori, precum costurile cu apa uzinată, contractul colectiv de muncă şi achiziţia de energie de la terţi.

Principalele 10 contracte de vânzare de energie cu aceste firme au produs pierderi de circa 1,1 miliarde euro în ultimii 6 ani. Şase contracte au fost renegociate la condiţii mult mai avantajoase pentru Hidroelectrica. O serie de litigii urmează să fie rezolvate în instanţe de judecată.

Din categoria investiţiilor neperformante ar fi suficient să menţionăm reabilitarea centralelor hidroelectrice Porţile de Fier 1 şi 2, atribuite prin încredinţare directă firmei Sulzer Hydro (precursorul firmei Energy Holding), lucrări realizate cu neîndeplinirea performanțelor tehnice şi cu costuri aberante. În aceeaşi categorie, a pierderilor financiare trebuie arătate costurile nejustificate economic pentru conservarea pe parcursul ultimilor 20 de ani a multor lucrări şi amenajări hidroenergetice, în faza de şantiere şi fără perspective de finalizare, datorită lipsei surselor de finanţare.

Contractul colectiv de muncă în Hidroelectrica, încheiat în 2005 şi care expiră în 2014, are multe anomalii, este împovărător pentru indicatorii financiari ai companiei şi încurajează nemunca. Potrivit raportului, ponderea salariului de


186

bază pentru timpul efectiv lucrat este de 41% din totalul veniturilor pe salariat, iar diferenţa de 59% este reprezentată de sporuri şi indemnizaţii. Salariaţii companiei de stat, intrată în insolvenţă în luna iunie a anului curent, beneficiază de 70 de beneficii, prime jubiliare, indemnizaţii, a căror pondere este mai mare cu 300% faţă de salariul de bază. Câteva exemple: 30 milioane lei primă de vacanţă, 21 milioane lei deplasări ale personalului din şi de la serviciu, inclusiv pentru deplasări în interes personal cu familia, 13 milioane lei diurne pentru delegaţii, 18 milioane lei sporuri de fidelitate şi prime jubiliare, 31 milioane lei prime de vechime. Alte sporuri acordate salariaţilor Hidroelectrica sunt pentru decesul rudelor, pentru formare profesională, zilele libere plătite pentru studii, două ore suplimentare plătite cu 200% din salariul de bază sau pentru fidelitatea „neîntreruptă” faţă de companie. Potrivit contractului colectiv de muncă, un salariat disponibilizat beneficiază de 48 salarii compensatorii, în timp ce o persoană care iese la pensie primeşte echivalentul a 12 salarii. De exemplu, un şofer are un salariu brut în luna iunie 2012 de 9.900 lei, deși salariile de încadrare a şoferilor pornesc de la 2.760 de lei. Cheltuielile cu personalul Hidroelectrica bugetate pentru acest an se ridică la 461,5 milioane lei, cu 20 milioane lei mai mult faţă de anul 2011. Cu toate aceste beneficii, salariul mediu în Hidroelectrica a fost de 1.643 de euro.

Pe fondul secetei prelungite, pentru a-şi îndeplini obligaţiile contractuale, Hidroelectrica a fost obligată să achiziţioneze energie electrică de la terţi (producători termo), la preţuri ridicate, energie vândută apoi la preţuri mai mici decât cele de achiziţie, ceea ce a condus la pierderi suplimentare de 131 milioane euro.

Situaţia companiei Hidroelectrica este un exemplu flagrant de cum nu trebuie gestionată o societate de stat: management incompetent, consiliu de administraţie şi reprezentanţi ai acţionariatului lipsiţi de responsabilitate, ingerinţă politică, presiune sindicală excesivă, toleranţă şi poziţia greşită a autorităţii de reglementare ANRE.


187

Anexa nr. 6

Opiniile băncii mondiale privind situaţia energetică a ţărilor din Europa Centrală şi de Est [1]

Evoluţiile privind creşterea consumului de energie în lume vor produce o creştere treptată a presiunii ţărilor mari consumatoare de energie asupra ţărilor posesoare de resurse primare fosile, în special, asupra celor din zona Mării Caspice şi a ţărilor arabe. Doar China singură ca ţară a contribuit cu 75% la creşterea cererii de cărbune la nivel mondial. În aceste condiţii, este de aşteptat ca Uniunea Europeană să aibă o concurenţă serioasă în ceea ce priveşte achiziţiile de resurse energetice primare fosile din terţe ţări şi reconfigurarea unor rute de aprovizionare cu combustibili.

În lucrarea [86] a Băncii Mondiale se analizează situaţia energetică a ţărilor din Europa Centrală şi de Est, a măsurilor care trebuie întreprinse în contextul crizei economice curente.

Pentru acoperirea deficitului dintre furnizare şi consum, ţările din această regiune trebuie să-şi regândească strategia lor energetică, luând, în principiu, cinci categorii de măsuri:

a) Construirea unor capacităţi pentru furnizarea sigură de electricitate şi energie primară şi atragerea în regiune a unor investiţii considerabile (1.800 miliarde dolari pentru energie primară şi 1.500 miliarde dolari pentru electricitate până în 2030), prin crearea unor condiţii de piaţă mai bune şi a unor regimuri de tarifare mai rezonabile.

b) Adâncirea cooperării regionale în domeniul dezvoltării sectorului energiei.

c) Reducerea pierderilor considerabile de energie pe partea de producere, în special, cele asociate cu gazele de flacără şi cu gazele evacuate în atmosferă.

d) Luarea unor măsuri majore de eficienţă energetică, atât pe partea de furnizare, cât şi de consum.

e) Promovarea preocupărilor potenţiale faţă de mediu şi minimizarea amprentei de carbon a noilor capacităţi.

Investiţiile necesare, în miliarde dolari 2008, în sectorul energiei din ţările din Europa Centrală şi de Est, în perioada 2004-2030 [86] sunt apreciate la un total de 3.300, iar pe subsectoare: 1.500 – electricitate, 900 – petrol, 500 – încălzire, 230 – gaze naturale, 15 – cărbune, 20 – rafinare.


188

10 măsuri pentru crearea unui climat favorabil

investiţiilor în sectorul energiei [1]

1. Nu trebuie impus un regim de taxare punitiv sau retrograd.

2. Trebuie introdus un cadru legal acceptabil.

3. Trebuie susţinute reglementările administrate de o autoritate de

reglementare independentă şi imparţială.

4. Trebuie creat un mediu care facilitează accesul garantat

nediscriminatoriu la pieţele energiei.

5. Nu trebuie interferat cu funcţionarea pieţei.

6. Nu trebuie să existe discriminări între investitori.

7. Trebuie respectate standardele internaţionale acceptate.

8. Trebuie respectate prevederile contractuale şi exclusă folosirea

birocraţiei administrative pentru constrângerea activităţilor investitorilor.

9. Trebuie prevenite abuzurile oricărui monopol.

10. Trebuie asigurat că în sectorul energiei nu există corupţie.


189

Anexa nr. 7

Pachetul legislativ energie – schimbări climatice

A.7.1. Obiectivele pachetului de măsuri legislative

Pachetul legislativ energie – schimbări climatice, adoptat de Consiliul European la 6 aprilie 2009, conţine măsuri ferme de combatere a schimbărilor climatice şi de promovare a surselor de energie regenerabile (SRE) în vederea atingerii obiectivelor de mediu stabilite la nivel european, până în anul 2020, şi anume: reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20%, asigurarea consumului de energie în UE de 20% din surse regenerabile de energie.

Consiliul European subliniază importanţa vitală a atingerii obiectivului strategic de limitare a creşterii temperaturii medii globale la cel mult 2°C peste nivelurile preindustriale. Acesta subliniază necesitatea unei acţiuni decisive şi imediate, pentru a aborda în mod eficient provocările ridicate de schimbările climatice. Va fi esenţial să se întreprindă acţiuni colective la nivel internaţional pentru a determina un răspuns real, eficient şi echitabil, la scara necesară pentru a face faţă provocărilor determinate de schimbările climatice.

În acest context, acordul privind pachetul climă-energie reprezintă o contribuţie majoră la protejarea viitorului planetei, consolidând rolul de lider al europenilor în lupta împotriva schimbărilor climatice. Pachetul climă-energie al UE va contribui la eforturile UE de a asigura finanţare pentru acţiunile de atenuare şi de adaptare la schimbările climatice, în special prin piaţa carbonului în contextul unui acord internaţional mai larg.

Consiliul European reaminteşte faptul că statele membre vor decide, în conformitate cu cerinţele constituţionale şi bugetare proprii, utilizarea veniturilor generate din licitarea certificatelor în cadrul sistemului UE de comercializare a certificatelor de emisii. Consiliul ia act de disponibilitatea statelor membre de a utiliza cel puţin jumătate din acest cuantum pentru acţiunile vizând reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, atenuarea şi adaptarea la schimbările climatice, pentru măsuri vizând evitarea despăduririlor, dezvoltarea energiei din surse regenerabile, a eficienţei energetice, precum şi a altor tehnologii care să contribuie la tranziţia la o economie sigură şi durabilă, cu emisii reduse de dioxid de carbon, inclusiv prin consolidarea capacităţii, prin transferuri de energie, prin cercetare şi dezvoltare.

În contextul unui acord internaţional privind schimbările climatice, care se aşteaptă a fi încheiat la Conferinţa de la Copenhaga, din decembrie 2009, şi pentru cei care doresc acest lucru, o parte a acestui cuantum va fi folosită pentru a facilita


190

şi a finanţa acţiuni de atenuare şi de adaptare la schimbările climatice în ţările în curs de dezvoltare care vor ratifica acest acord.

Obiectivele şi principiile politicii de mediu a UE. Conform articolului 174 al Tratatului Comunităţii Europene, politica de mediu a Uniunii Europene urmăreşte: conservarea, protecţia şi îmbunătăţirea calității mediului; protecţia sănătăţii umane; utilizarea raţională a resurselor naturale; promovarea de măsuri la nivel internaţional în vederea rezolvării problemelor de mediu la nivel regional.

Provocările la care Pachetul de măsuri al UE privind clima şi energia trebuie să răspundă sunt: schimbările climatice ar putea atinge niveluri alarmante în secolul nostru dacă nu se iau măsuri urgente şi ferme destinate să reducă emisiile de gaze cu efect de seră; UE are nevoie de surse mai sigure de aprovizionare cu energie, cu alte cuvinte trebuie să fie mai puţin dependentă de importurile de petrol şi gaze naturale.

Răspunsul la aceste provocări este dat de obiectivele stabilite pentru anul 2020:

• reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră (GES) cu cel puţin 20% faţă de nivelurile din 1990 (30%, în cazul în care alte ţări dezvoltate se angajează să realizeze reduceri comparabile), proiecţia pentru anul 2050 fiind de reduceri a GES de 60-80%;

• utilizarea, într-o mai mare măsură, a surselor regenerabile de energie (eoliană, solară, biomasă etc.), astfel încât acestea să reprezinte până la 20% din producţia totală de energie (faţă de 8,5%, în prezent);

• reducerea consumului de energie cu 20% faţă de nivelurile estimate pentru anul 2020, prin îmbunătăţirea eficienţei energetice

Măsurile pentru atingerea acestor obiective sunt prevăzute în Pachetul de măsuri al UE pentru climă şi energie aprobat în decembrie 2008, şi anume:

• Pentru centralele electrice şi industriile mari consumatoare de energie se preconizează, până în anul 2020, o reducere cu 21% a emisiilor, faţă de nivelul înregistrat în 2005, prin acordarea unui număr mai mic de certificate de emisii în baza sistemului UE de comercializare a emisiilor – ETS (care acoperă aproximativ 40% din totalul emisiilor UE).

• În sectoarele care nu fac obiectul prevederilor ETS, respectiv non-ETS (precum, transporturile – cu excepţia aviaţiei, care va face parte din sistemul ETS începând din anul 2013, agricultura, gestionarea deşeurilor şi locuinţele), până în anul 2020, emisiile vor fi reduse cu 10%, faţă de nivelul înregistrat în 2005, prin aplicarea unor obiective naţionale obligatorii (reduceri mai mari în cazul ţărilor mai bogate şi creşteri limitate în cazul ţărilor mai sărace).


191

• Până în 2020, sursele regenerabile de energie vor reprezenta 20% din producţia totală de energie a UE prin aplicarea unor obiective naţionale obligatorii (de la 10% pentru Malta, până la 49% pentru Suedia). În fiecare ţară, cel puţin 10% din combustibilul utilizat în transporturi trebuie să provină din surse regenerabile de energie (biocombustibili, hidrogen, electricitate „verde” etc.). Biocombustibilii trebuie să respecte criteriile de durabilitate stabilite.

• Promovarea utilizării în condiţii de siguranţă a tehnologiilor de captare şi stocare geologică a carbonului (CCS), care ar putea elimina o mare parte din emisiile de carbon generate de combustibilii fosili utilizaţi în industrie şi în producerea energiei.

Avantajele măsurilor preconizate sunt: o contribuţie majoră la combaterea schimbărilor climatice; un exemplu pentru statele care nu sunt membre UE, care ar putea conduce la încheierea unui nou acord global privind schimbările climatice; asigurarea aprovizionării cu energie; o reducere anuală cu 50 de miliarde de euro a valorii importurilor de petrol şi gaze naturale, până în 2020 (în prezent, Europa importă 54% din energia sa; la preţurile energiei din acest an, aceste importuri anuale sunt estimate la 350 miliarde euro sau aproximativ 700 euro/an pentru fiecare cetăţean al UE [17]); aproximativ 1 milion de locuri de muncă suplimentare (în prezent, sunt 300.000 locuri de muncă) în industria europeană, care exploatează sursele regenerabile de energie, până în 2020; un avantaj competitiv datorită gradului ridicat de inovare din sectorul european al energiei; mai multe locuri de muncă în industriile din domeniul protecţiei mediului; o reducere a poluării atmosferice, avantaje considerabile pentru sănătate şi limitarea bugetului consacrat măsurilor de control.

Conţinutul propunerilor legislative

În urma negocierii din decembrie 2008 între statele membre şi Parlamentul European, Consiliul de Miniştri a adoptat textele legislative individuale la începutul anului 2009. Anterior votului parlamentului, membrii acestuia au ajuns la un acord informal cu preşedinţia franceză a Consiliului asupra următoarelor şase propuneri (conform Raport 2009 CERA/Cambridge Energy Research Associates):

Revizuirea EU ETS, care acoperă cea de-a treia fază (2013-2020) a schemei, având următoarele direcţii de acţiune:

O singură ţintă acoperind întreaga Uniune Europeană. Reducerea cu 21% până în anul 2020 faţă de nivelul din anul 2005 înlocuieşte cele 27 ţinte naţionale din prezent, cu o reducere anuală de 1,74% începând cu anul 2013. Reducerea emisiilor în anul 2013 la nivelul Uniunii Europene este de 16% faţă de nivelul din anul 2005. Prin comparaţie, ţintele naţionale ale primei faze ETS


192

(2005-2007) rezultau într-o limitare anuală a creşterii emisiilor la nivelul UE de 6%, superior nivelului emisiilor din 2005, în timp ce în a doua fază (2008-2012), limitarea anuală a emisiilor este de 6%, inferior nivelului emisiilor în 2005.

Un domeniu mai larg. Schema este extinsă la noi sectoare, incluzând sectorul petrochimiei, amoniacului şi aluminiului, ca şi la două gaze noi (oxizii azotului şi perfluorcarbonul), astfel încât vor fi acoperite 50% din toate emisiile din UE. Instalaţiilor mai mici, emiţând sub 10.000 tone CO2 pe an, li se va permite să opteze pentru a ieşi din schema ETS, condiţionat de aplicarea unor măsuri alternative de reducere. Emisiile industriale de gaze cu efect de seră împiedicate să intre în atmosferă de tehnologia CCS vor fi creditate ca neemise sub schema EU ETS.

Excluderea instalaţiilor mici. Compromisul permite instalaţiilor mici (sub 35 MW şi emisii raportate sub 25.000 tone CO2 echivalent, în fiecare din cei trei ani anteriori intrării în vigoare a schemei ETS revizuite) să fie excluse din domeniul sistemului, condiţionat de luarea unor măsuri echivalente de reducere a emisiilor.

Transport maritim şi aviaţie. Tratamentul sectorului aviaţie rămâne neschimbat; el va primi 85% din alocaţii gratuit, pe întreaga perioadă. Transportul maritim va fi inclus în tranzacţionarea emisiilor, dacă până în anul 2011 nu a fost aprobat niciun acord cu Organizaţia Maritimă Internaţională.

Licitaţii. Acordul final a confirmat principiul licitării totale a certificatelor de emisii pentru sectorul energiei electrice începând cu anul 2013, dar introduce derogări pentru companiile aflate în state membre care fie nu sunt sau sunt slab interconectate la sistemul UCTE (maxim 400 MW), fie obţin peste 30% din energie dintr-un singur combustibil fosil şi au un produs intern brut (PIB) care nu depăşeşte 50% din media UE. Acestor ţări li se va permite să introducă în licitaţie doar restul certificatelor în condiţiile unei alocări gratuite în proporţie de 70% până la zero în anul 2020. Celelalte sectoare ale industriei vor fi subiectul licitaţiei, de la 20% în 2013 la 70% în 2020 şi 100% în 2027, cele supuse riscului relocalizării bucurându-se însă de o alocare gratuită de 100%, în baza unei metodologii de benchmarking, care va fi subiectul unei permanente revizuiri. Comisia va determina sectoarele în cauză până la 31 decembrie 2009. Metoda de distribuire gratuită va fi dezvoltată până la 31 decembrie 2010 de o echipă de experţi din cadrul Comisiei (prin aşa-numita procedură de comitologie).

Mecanismul de solidaritate. Statele membre ale căror venituri pe locuitor sunt încă semnificativ sub media Comunităţii şi ale căror economii se află într-un proces de apropiere de statele membre mai puternice vor obţine o cotă mai mare de certificate pentru a fi licitate (10% din cantitatea totală de certificate vor


193

fi redistribuite la 19 state membre vechi sau noi şi 2% va fi redistribuit celor 9 noi state membre din est).

Captarea şi stocarea carbonului. Compromisul acceptat introduce posibilitatea finanţării construcţiei centralelor demonstrative cu tehnologie CCS şi cu „tehnologii inovative de furnizare a energiei electrice bazat pe surse regenerabile” prin venitul din vânzarea a 300 milioane tone de credite ETS.

Flexibilitate şi ţări terţe. Statele membre pot „deplasa” emisiile, adică pot cumpăra credite rezultate din proiecte în ţările din afara UE sub sistemul UN CDM (United Nations Clean Development Mechanism), ca o modalitate de a se conforma cu limitele proprii de emisii de gaze cu efect de seră. Compromisul acceptat constă în faptul că nu mai mult de 50% din reducerile din întreaga UE din anul 2008 până în anul 2020 pot conta pe astfel de credite. Pentru aceste credite vor fi introduse principii de aplicare, principii care trebuie să fie: „reale, verificabile, adiţionale şi generând permanente reduceri ale emisiilor.”

Utilizarea venitului din licitaţii pentru adaptarea la schimbările climatice. Compromisul acceptat determină statele membre să utilizeze cel puţin 50% din veniturile licităţiilor ETS în scopul diminuării şi adaptării în ţările în curs de dezvoltare la posibilele efecte, cum ar fi creşterea preţului la energia electrică.

Decizia de „împărţire a efortului” defineşte ţintele naţionale pentru statele membre în vederea reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră din sectoarele neacoperite de ETS (sectoarele non-ETS), care reprezintă aproximativ 60% din emisiile actuale europene. Utilizarea anuală a creditelor de „deplasare externă” (de exemplu, prin finanţarea reducerilor de emisii în ţările din afara UE) este limitată la 3% din emisiile de gaze cu efect de seră în fiecare stat membru în 2005 (în completare la aceste 3%, anumite state membre cu ţinte stricte vor fi capabile să utilizeze credite suplimentare din proiectele în ţările cel mai puţin dezvoltate şi în statele în curs de dezvoltare din insulele mici până la 1% din emisiile proprii din anul 2005).

În toată Uniunea Europeană, emisiile de gaze cu efect de seră (GES) din sectoarele relevante trebuie să scadă cu 10% din nivelul emisiilor în 2005, până în anul 2020, contribuind astfel la obiectivul UE de a reduce cu 20% emisiile de CO2 în întreaga economie. Statele membre ale UE s-au înţeles să împartă acest efort în concordanţă cu principiile de solidaritate şi participaţie, astfel încât fiecare stat are ţinte diferite. Statele UE cu un PIB pe cap de locuitor scăzut, dar cu perspective puternice de creştere economică pot creşte emisiile lor de carbon cu până la 20%, în timp ce statele cu venit ridicat pe cap de locuitor vor reduce emisiile de CO2 cu până la 20%.


194

Traiectoria naţională de emisii de carbon până în 2020 este obligatorie pentru fiecare stat membru şi se supune procedurilor UE de infringement. Dacă un stat depăşeşte obiectivul său anual, trebuie să ia măsuri de corecție. În plus, emisiile în exces vor fi înmulţite cu un factor de abatere de 1,08 şi vor fi reduse din alocaţiile de CO2 din anul următor.

Pentru a face reducerile de emisii mai puţin costisitoare, Consiliul a introdus mai multe mecanisme de flexibilitate, inclusiv posibilitatea de a tranzacţiona reducerile de emisii între statele membre şi cuantificarea excesului de reduceri de emisii în anii următori. Statele UE vor putea, de asemenea, să folosească un număr limitat de permise de carbon din ţările în curs de dezvoltare, prin aşa-numitul Clean Development Mechanism. Efectul combinat al mecanismului de flexibilitate va fi de a reduce costurile şi, în acelaşi timp, de a asigura că emisiile scad atât în UE, cât şi în afara UE.

Decizia mai include prevederi pentru adaptarea acesteia la concluziile acordului internaţional pentru combaterea schimbărilor climatice, ce urmează a se încheia la sfârşitul anului 2009, la Copenhaga şi la posibilitatea extinderii cotei totale în UE la peste 20% energii regenerabile.

Decizia va intra în vigoare după publicarea acesteia în Jurnalul Oficial al UE.

Directiva CCS stabileşte un cadru juridic la nivel european pentru CCS (captarea şi stocarea carbonului). Acesta defineşte condiţiile cadru pentru statele membre în vederea găsirii locaţiilor de depozitare geologică pe termen lung. De asemenea, stabileşte regulile ce guvernează administrarea locaţiilor de depozitare, închiderea acestora şi acţiunile post-închidere. Responsabilitatea pentru locaţia stocării revine autorităţii publice, când există suficiente dovezi că bioxidul de carbon este stocat complet şi permanent. Directiva nu conţine niciun standard de performanţă obligatoriu pentru emisii pentru o centrală nouă, dar stipulează o obligaţie ca noile centrale electrice mai mari de 300 MW să aibă rezolvată problema captării. În plus, revizuirea ETS prevede ca până la 300 milioane de certificate vor fi dedicate susţinerii construcţiei şi operării până la 12 proiecte comerciale demonstrative care au ca obiectiv captarea şi stocarea geologică a CO2 în condiţii sigure din punctul de vedere al mediului, ca şi a proiectelor demonstrative pentru tehnologii inovative în domeniul surselor regenerabile, pe teritoriul UE.

Statele membre vor transpune directiva în legislaţia naţională în cel mult doi ani.

Directiva pentru surse regenerabile de energie stabileşte ţinte naţionale ce trebuie atinse de statele membre prin promovarea utilizării surselor


195

regenerabile în sectoarele energie electrică, încălzire şi răcire şi transport. Noua directivă acordă statelor membre întreaga libertate în promovarea politicilor şi mecanismelor. Conformitatea se bazează pe planurile de acţiune naţionale privind sursele regenerabile de energie, pe care statele membre trebuie să le finalizeze până în iunie 2010, pentru a demonstra cum vor atinge ţintele naţionale. Noua legislaţie stabileşte criterii obligatorii pentru asigurarea că producerea de biocombustibili este durabilă din punctul de vedere al mediului. Ţinta de 10% pentru sectorul de transport este menţinută la acelaşi nivel pentru toate statele membre, pentru a asigura consistenţă în specificaţiile şi disponibilitatea de combustibil pentru transport.

Acordul încorporează mecanismele de cooperare pentru a permite statelor membre să atingă împreună ţintele privind sursele regenerabile de energie. Noua directivă furnizează, de asemenea, un accent suplimentar privind prioritatea în accesarea reţelei pentru sursele regenerabile şi dispecerizarea prioritară, „în măsura în care operarea sigură a reţelei permite aceasta”. În cele din urmă, evaluarea de către Comisie, în 2014, a implementării directivei, nu va afecta ţinta de 20%, dar va servi la îmbunătăţirea, dacă este nevoie, a eficienţei mecanismelor de cooperare.

Noua directivă stabileşte reguli în legătură cu transferul de date statistice între statele membre, proiecte comune în statele membre şi cu state terţe, garanţii de origine, proceduri administrative, informaţii şi instruire, accesul la reţeaua de electricitate pentru energia din surse regenerabile.

În final, directiva stabileşte criterii de sustenabilitate pentru biocombustibili şi biolichizi cu scopul de a asigura că aceştia pot fi consideraţi surse regenerabile de energie, în sensul acestei directive, numai atunci când se garantează că întrunesc acele criterii care au legătură, între altele, cu biodiversitatea, protejarea speciilor şi ecosistemelor ameninţate, cu reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.

Statele membre trebuie să transpună această directivă în legislaţia naţională în cel mult 18 luni de la publicarea acesteia în Monitorul Oficial al UE.

Reglementarea privind emisiile de CO2 ale vehiculelor de pasageri stabileşte standarde de performanţă pentru maşinile noi, care reprezintă aproximativ 12% din emisiile de CO2 ale UE în anul 2007. Reglementarea stabileşte o ţintă medie de 120 grame de CO2 pe kilometru pentru noile vehicule de pasageri până în 2012 şi de 95 grame de CO2 pe km până în 2020, comparativ cu actualul nivel de 160 grame de CO2 pe km. Fabricanţilor li se vor stabili ţinte intermediare şi vor plăti amenzi (aşa-numitele prime de emisii în exces), dacă emisiile medii de CO2 vor depăşi ţintele.


196

Noua reglementare impune aceste obiective ca fiind obligatorii pentru o gamă medie a oricărui producător auto în mai mulți paşi succesivi: în 2012, 65% din gama sa trebuie să atingă obiectivul, în 2013, 75%, iar în 2014, 80%. Începând din 2015, întreaga gamă de maşini noi trebuie să se conformeze cu noile reglementări de emisii de CO2. Consiliul a propus această succesiune de paşi pentru a respecta procesul de planificare industrială şi ciclurile de producţie a producătorilor auto şi pentru a da industriei de automobile timpul necesar de adaptare la noile cerinţe. Astfel, din 2012 până în 2018, se vor plăti 5 euro pe maşina nou înregistrată, pentru primul gram de CO2 ce depăşeşte obiectivul. Pentru cel de-al doilea gram în exces se plătesc 15 euro şi 25 euro pentru al treilea gram în exces. Pentru emisii de CO2 cu mai mult de 3 grame peste limita impusă se penalizează cu 95 euro pe maşina nou înregistrată. Din 2019 penalizarea va fi de 95 euro pe maşina nouă pentru fiecare gram peste limită.

Producătorii pot îmbunătăţi emisiile gamei lor prin includerea eco-inovaţiilor, a noilor tehnologii care nu sunt luate în calcul în cadrul testului standard de emisii de CO2 sau prin producerea maşinilor cu emisii ultrascăzute, care emit mai puţin de 50 grame CO2/km.

Reglementarea va intra în vigoare după publicarea sa în Monitorul Oficial al UE şi va intra în efect fără măsurile de implementare, deşi ţintele de emisii vor intra în aplicare doar din 2012.

Directiva revizuită privind calitatea combustibilului stabileşte o ţintă de reducere cu 10% a emisiilor de gaze cu efect de seră produse într-un ciclu de viaţă în 2020. Această ţintă este defalcată într-o reducere obligatorie de 6% faţă de nivelul din 2010 pentru a fi atinsă la sfârşitul lui 2020, o reducere indicativă de 2% de obţinut prin utilizarea vehiculelor electrice sau tehnologii, cum ar fi cea de captare şi stocare a carbonului în procesul de producţie şi încă o reducere indicativă de 2% de atins prin cumpărarea de credite în sistemul UN CDM (United Nations Clean Development Mechanism).

Pentru a face posibile aceste reduceri de emisii de GES, petrolul poate avea un conţinut mai mare de biocombustibil. Începând cu anul 2011, petrolul conţine până la 10% etanol. Totuşi, pentru a preveni daune la maşinile mai vechi, combustibilul cu 5% etanol (E5) va fi în continuare disponibil până în 2013, cu posibilitatea ca statele membre să extindă această perioadă.

Directiva stabileşte, de asemenea, criterii dure de sustenabilitate socială şi de mediu pentru biocombustibili, corespunzătoare cu cele din directiva pentru promovarea energiei din surse regenerabile. Directiva impune şi limite pe conţinutul de sulf şi aditivi metalici din combustibilul de motor. Pentru a minimiza emisiile de poluanţi volatili în aer, se prestabileşte şi presiunea vaporilor din combustibili.


197

A7.2. Unele clarificări privind pachetul legislativ

A treia fază ETS. Compromisul final acceptat conţine un număr de amendamente la pachetul original. Cea mai semnificativă modificare se referă la alocarea gratuită a certificatelor ETS anumitor industrii cu risc de relocalizare, precum şi producătorilor de energie electrică din ţările Europei de Est dominate de cărbune (figura nr. A.7.1). Conform estimărilor CERA (Cambridge Energy Research Associates), alocările gratuite ar putea reprezenta până la 80% din total în anul 2013 (comparativ cu propunerea iniţială a Comisiei, reprezentând aproximativ 30% în ianuarie 2008) şi până la 30% din total în anul 2020 (comparativ cu 15% în propunerea iniţială).

Figura nr. A.7.1. Cota de producere de energie electrică pe cărbune în Europa

Sursa: Cambridge Energy Research Associates.

Excepţii de la licitarea integrală în sectorul energiei electrice. În octombrie 2008 cele opt ţări din estul Europei au sugerat că statele membre mai bogate ar trebui să suporte mai mult din povara noilor ţinte şi că licitarea integrală a certificatelor ETS în faza a treia va creşte cu mult costul producerii energiei electrice în centralele pe cărbune. În particular, Polonia şi-a exprimat rezervele


198

referitoare la impactul celei de a treia faze EU ETS asupra producţiei sale de energie electrică generată prin arderea cărbunelui.

Compromisul final acceptat în decembrie 2008 a confirmat principiul licitării integrale a certificatelor de emisii pentru sectorul energiei electrice începând cu anul 2013, dar a introdus derogări pentru companiile din statele membre, care fie nu sunt sau sunt slab interconectate la sistemul UCTE (maxim 400 MW), fie obţin peste 30% din energie dintr-un singur combustibil fosil şi au un produs intern brut (PIB) ce nu depăşeşte 50% din media UE (situaţie în care se află Polonia şi ţările din Balcani). Dacă aceste concesii erau necesare pentru a da ţărilor din estul Europei timp să realizeze deplasarea către tehnologii cu generare redusă de carbon, pentru guverne aceste concesii reduc numărul certificatelor ce se vor licita şi, în consecinţă, venitul acestor licitaţii (venit ce ar fi putut fi utilizat pentru stimularea investiţiilor în tehnologii cu emisie redusă de carbon sau pentru alte scopuri).

Riscul de relocalizare. Având în vedere că este încă neclar dacă alte ţări, care nu sunt membre UE, vor urma exemplul acesteia, reprezentanţii industriei europene energointensive au argumentat că o creştere a preţului energiei electrice, ca urmare a ţintelor 20/20/20, va afecta competitivitatea lor în raport cu competitorii din afara Uniunii. În decembrie 2008, acordul asupra reformei privind schema EU ETS a introdus excepţii de la licitarea integrală a certificatelor de emisii pentru industriile considerate a prezenta riscul de relocalizare (carbon leakage). Aceste sectoare vor fi determinate de Comisie până la sfârşitul anului 2009, după examinarea măsurii în care o industrie poate transfera costurile directe ale certificatelor şi costurile indirecte datorate creşterii preţului energiei electrice, fără a avea pierderi semnificative ale cotei de piaţă comparativ cu instalaţiile mai puţin eficiente din afara Europei.

A.7.3. Legislaţia adoptată

La 6 aprilie 2009 Comisia a prezentat Consiliului Cartea Albă – Adaptarea la schimbările climatice: către un cadru de acţiune la nivel european. Aceasta prezintă un cadru de acţiune pentru reducerea vulnerabilităţii UE faţă de impactul schimbărilor climatice şi care cuprinde următoarele acţiuni necesare: necesitatea ca toate ţările, în special cele mai vulnerabile, şi sectoarele să se adapteze la schimbările climatice inevitabile; necesitatea iniţierii unei faze pregătitoare până la sfârșitul lui 2012 pentru a pune bazele unei strategii UE de adaptare cuprinzătoare, care să fie implementată începând cu anul 2013; în decursul fazei pregătitoare, ar trebui elaborat un cadru UE pentru adaptare, axat pe îmbunătăţirea gestionării cunoştinţelor, a partajării datelor (prin intermediul unui


199

mecanism de schimb de informaţii) şi a integrării; în vederea avansării cadrului UE pentru adaptare şi a consolidării cooperării, ar trebui utilizată o combinaţie de instrumente de politică. În acest context, Comisia a propus constituirea un grup director privind impactul şi adaptarea; intensificarea cooperării internaţionale în ceea ce priveşte adaptarea.

Parlamentul European şi Consiliul European au adoptat următoarele directive: Directiva 2009/28/CE a Parlamentului European şi a Consiliului

European din 23 aprilie 2009 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, amendând şi, în consecinţă, abrogând Directivele 2001/77/CE şi 2003/30/CE [9]. Directiva stabileşte ţinte obligatorii juridic pentru fiecare stat membru, în vederea atingerii ţintei UE de 20% cotă de energie din surse regenerabile în 2020. Ea creează mecanisme de cooperare, astfel încât să se poată atinge ţintele într-o manieră eficientă din punctul de vedere al costului. Ea înlătură barierele administrative şi alte dificultăţi, confirmă ţinta de 10% pentru sursele regenerabile în transport şi, pentru rima oară în lume, stabileşte criterii de durabilitate privind biocombustibilii pentru a da asigurări că sunt susţinuţi doar biocombustibilii care nu au impact negativ asupra mediului.

Directiva 2009/29/CE a Parlamentului European şi a Consiliului European din 23 aprilie 2009 amendând Directiva 2003/87/CE în vederea îmbunătăţirii şi extinderii schemei Comunităţii de tranzacţionare a certificatelor de emisii a gazelor cu efect de seră [10]. Relaţiile de model agreate se vor aplica din cea de a treia perioadă, adică ianuarie 2013. Deşi lucrările pregătitoare vor fi iniţiate imediat, regulile aplicabile nu se vor modifica până în ianuarie 2013 pentru a se asigura stabilitatea cadrului de reglementare.

Schema EU ETS în cea de-a treia perioadă va fi mai eficientă, mai armonizată şi mai echitabilă. Eficienţa crescută este atinsă printr-o perioadă mai lungă de tranzacţionare (8 ani faţă de 5 ani), un plafon robust şi scăzând anual (21% reducere în 2020 faţă de anul 2005) şi o creştere substanţială a volumului licitat (de la mai puţin de 4% în faza 2, la mai mult decât jumătate în faza 3). În multe domenii a fost agreată o mai mare armonizare, inclusiv stabilirea plafonului (un plafon la nivelul UE, în locul plafoanelor naţionale în fazele 1 şi 2) şi reguli pentru alocarea tranzitorie gratuită. Echitatea sistemului a fost crescută substanţial prin trecerea la reguli de alocare gratuită pentru instalaţii industriale la nivelul UE şi prin introducerea mecanismelor de redistribuire, care îndreptăţesc statele membre să vândă mai multe certificate.

Directiva 2009/31/CE a Parlamentului European şi a Consiliului European din 23 aprilie 2009 privind stocarea geologică a dioxidului de carbon de modificare a Directivei 85/337/CEE a Consiliului, precum şi a Directivelor 2000/60/CE, 2001/80/CE, 2004/35/CE, 2006/12/CE, 2008/1/CE


200

şi a Regulamentului (CE) nr. 1013/2006 ale Parlamentului European şi ale Consiliului European [12]. Directiva instituie un cadru juridic pentru stocarea geologică sigură din punctul de vedere al mediului a dioxidului de carbon (CO2), pentru a contribui la combaterea schimbărilor climatice. Scopul stocării sigure a CO2 este reţinerea permanentă a acestuia, astfel încât să se prevină şi, atunci când acest lucru nu este posibil, să se elimine pe cât posibil efectele negative şi orice riscuri pentru mediu şi sănătatea umană. Stocarea geologică a CO2 se realizează pe teritoriul statelor membre, în zonele economice exclusive şi pe platformele conti-nentale ale acestora. Directiva prezintă selectarea siturilor de stocare, autorizaţiilor de exploatare şi de stocare, obligaţiile aferente operării, închiderii şi postînchiderii complexelor de stocare, măsuri care trebuie luate în cazul unor scurgeri de CO2 sau al unor nereguli semnificative, accesul terţilor la reţeaua de transport şi la siturile de stocare, autorităţile competente responsabile pentru îndeplinirea sarcinilor definite de directivă, informarea publicului şi sancţiunile aplicabile.

Decizia nr. 406/2009/CE a Parlamentului European şi a Consiliului European din 23 aprilie 2009 privind efortul statelor membre de a reduce emisiile de gaze cu efect de seră, astfel încât să respecte angajamentele Comu-nităţii de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră până în 2020 [13]. Decizia stabileşte contribuţia minimă a statelor membre la respectarea angajamen-tului Comunităţii de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră în perioada 2013-2020, în ceea ce priveşte emisiile de gaze cu efect de seră reglementate de decizie, precum şi normele privind realizarea acestor contribuţii şi evaluarea acestora. Decizia stabileşte, de asemenea, dispoziţii de evaluare şi implementare a unui angajament mai strict al Comunităţii de reducere a emisiilor cu peste 20%, care urmează să fie aplicat odată cu aprobarea, de către Comunitate, a unui acord internaţional privind schimbările climatice care să conducă la reduceri ale emisiilor peste nivelurile stabilite, aşa cum rezultă din angajamentul de reducere a emisiilor cu 30%, aprobat de Consiliul European din martie 2007. Fiecare stat membru îşi limitează, până în 2020, emisiile de gaze cu efect de seră, respectând cel puţin procentul stabilit pentru statul membru respectiv, în limitele a –20% şi +20%, în raport cu emisiile sale din anul 2005. Pentru România, limita prevăzută a emisiilor pentru anul 2020 este de +19%. Îmbunătăţirea eficienţei energetice reprezintă un element esenţial pentru îndeplinirea de statele membre a cerinţelor acestei decizii. În acest context, Comisia va trebui să monitorizeze îndeaproape progresele înregis-trate în vederea realizării obiectivului de reducere a consumului de energie cu 20% până în 2020 şi să propună acţiuni suplimentare dacă progresele sunt insuficiente.

Decizia prevede modul de utilizare a creditelor din activităţile de proiecte, raportarea, evaluarea progreselor, acţiunile corective şi ajustările aplicabile, precum şi procedurile legate de exploatarea şi schimbarea destinaţiei terenurilor.


201

Anexa nr. 8

Rolul cercetării-dezvoltării în lume şi în România

Cercetarea forţă de progres economic. Începând cu anii ’90, procesul global de liberalizare a pieţei a produs un nivel de interconectare a economiei ţărilor lumii care nu a existat înainte, precum şi modificări structurale importante. În unele ţări dezvoltate, guvernele au început să privească ştiinţa şi tehnologia ca parte integrantă a creşterii şi dezvoltării economice, decizând să construiască economii bazate pe cunoaştere, în care cercetarea, utilizarea ei comercială şi activitatea intelectuală trebuie să joace împreună un rol în creştere. În acest context, a început un proces larg de dezvoltare sau remodelare a infrastruc-turilor de ştiinţă şi tehnologie, de stimulare a cercetării şi dezvoltării (CD) industriale, de perfecţionare a sistemelor de educaţie superioară şi de construcţie a unor capacităţi autohtone de CD. Pentru ţările dezvoltate sau ţările cu o dezvoltare accelerată, se consideră că ştiinţa şi tehnologia constituie un mijloc de creştere economică, iar un motor principal îl reprezintă atenţia deosebită care se acordă sistemelor de cercetare, dezvoltare, inovare (CDI) în aceste ţări în competiţia globală.

În această competiţie globală, a schimbărilor privind ştiinţa şi tehnologia ca forţă de dezvoltare, Uniunea Europeană are avantajul iniţierii unor politici centrate pe inovaţie şi pe eliminarea barierelor pieţei interne şi migraţiei. Performanţa cercetării din UE este convingătoare şi marcată de susţinerea pronunţată a UE şi de colaborarea în interiorul UE. De asemenea, UE este concentrată pe menţinerea calităţii şi nivelului internaţional al universităţilor.

Companiile multinaţionale care operează în acest mediu în schimbare caută acces către toate ţările, respectiv pieţele în dezvoltare, ale căror guverne oferă stimulente, cu avantaje reciproce.

Un studiu comparativ al situaţiei cercetării în lume este efectuat în lucrarea Science and Engineering Indicators 2010, elaborată de National Science Board, SUA, Arlington 2010, [87]. Astfel, cheltuielile pentru CD pe plan global s-au dublat într-o perioadă de 11 ani (525 de miliarde de dolari în 1996, 1.100 miliarde de dolari în 2007), crescând mai repede decât produsul economic total global. Multe guverne, inclusiv UE au decis să rezerve pentru CD, ca ţintă, 3% din PIB. Trebuie reţinut că aceste cifre nu sunt sub controlul guvernelor, decizia aparţinând, în principal, industriei, respectiv sectorului privat (în SUA contribuţia industriei este de 67%, iar în UE în medie de 55%, cu diferenţe mari între statele membre).


202

Strategia naţională de cercetare, dezvoltare, inovare (CDI), 2007-2013 [88], a fost aprobată de Guvernul României (HG nr. 217/2007) şi elaborată prin Ministerul Educaţiei şi Cercetării, Autoritatea Naţională pentru Cercetare Ştiinţifică, în anul 2006, în perspectiva aderării României la Uniunea Europeană.

În concluzie, ştiinţa şi tehnologia nu mai reprezintă privilegiul ţărilor dezvoltate, ci acestea s-au diseminat în toată lumea. Guvernele multor ţări au dezvoltat în mod ferm multe aspecte ale ştiinţei şi tehnologiei în politicile lor de dezvoltare, în măsura în care au dorit să construiască economii bazate pe tehnologii performante şi cunoaştere, pentru a avea un avantaj în competiţia dintr-o lume globalizată. Aceste politici includ investiţii pe termen lung în educaţia superioară pentru a identifica şi forma talente umane, dezvoltarea infrastructurii, suport pentru cercetare şi dezvoltare, atragerea investiţiilor străine directe şi a firmelor multinaţionale avansate tehnologic şi, eventual, dezvoltarea capabilităţilor autohtone de tehnologii înalte.

La data elaborării, strategia naţională de CDI a reflectat ambiţiile României în acest domeniu. Pentru perioada 2007-2013, România şi-a propus să atingă media europeană pentru indicatorii de bază ce descriu structura şi performanţa sistemului de cercetare, dezvoltare şi inovare, în scopul creării premiselor focalizării în viitor pe domenii de nişă, acolo unde România va avea masa critică şi performanţele unui lider. În acelaşi timp, strategia şi-a propus să susţină dezvoltarea socio-economică a României cu şansă reală de a crea o economie bazată pe cunoaştere, competitivă la nivel global.

Strategia a apreciat că sistemul de CDI are oportunităţi reale pentru perioada 2007-2013, iar integrarea României în Uniunea Europeană va crea o presiune asupra orientării către inovare, creşterea economică prognozată putând susţine deplasarea interesului sectorului privat către acest domeniu. S-a considerat extrem de important angajamentul politic de 1% din PIB destinat cheltuielilor publice pentru CD, angajament important legat de răspunsul României la Strategia Lisabona. S-a considerat, de asemenea, că Fondurile Structurale destinate inovării şi dezvoltării resursei umane sunt complementare investiţiei publice în educaţia terţiară şi în CD şi, ca urmare, vor avea un rol important atât în dezvoltarea socio-economică a României, cât şi în diminuarea disparităţilor regionale. Strategia şi-a propus să contribuie esenţial la realizarea regiunilor cunoaşterii în România.

Strategia consideră ca o componentă complementară esenţială sistemul de învăţământ, datorită contribuţiei acestuia la dezvoltarea interesului şi aptitudinilor de cercetare şi inovare ale tinerilor pe parcursul educaţional, prin


203

educaţia în domeniul ştiinţei şi tehnologiei, prin formarea iniţială a cercetătorilor (cu accent pe numărul şi calitatea doctoranzilor), precum şi prin calitatea educaţiei terţiare.

Pornind de la situaţia naţională şi contextul internaţional, conform strategiei, transformarea sistemului de CDI în acord cu viziunea pe termen lung presupune răspunsuri la provocări precum: dezvoltarea capitalului uman pentru a răspunde nevoii de competitivitate a activităţii CDI; creşterea atractivităţii carierei în cercetare pentru atragerea cercetătorilor performanţi în universităţi şi institute publice de cercetare, precum şi a celor mai talentaţi tineri absolvenţi în programele de doctorat; reducerea fragmentării prin stimularea cooperării într-un mediu puternic concurenţial; focalizarea investiţiei publice în cercetare; orientarea investiţiilor în CDI către rezultate aflate pe frontiera cunoaşterii şi rezolvarea unor probleme de interes naţional sau cu aplicaţii directe în practica socio-economică; dezvoltarea unei infrastructuri de CDI adecvate, simultan cu creşterea gradului de utilizare; îmbunătăţirea ratei de succes în proiecte internaţionale şi creşterea gradului de recuperare a contribuţiei la programele cadru de cercetare ale UE; dezvoltarea cooperării internaţionale.

Ponderea cheltuielilor publice din PIB pentru cercetare-dezvoltare s-a dublat în intervalul 2005-2006, creşterea ulterioară având ca ţintă 1% în anul 2010. Strategia naţională a apreciat contribuţia industriei private la 2% din PIB pentru cercetarea şi inovarea tehnologică. Nivelul general al activităţii de cercetare-dezvoltare din firmele private nu se cunoaşte cu precizie, mai ales din cauza unui sistem nestimulativ de înregistrate a cheltuielilor. Pe de altă parte, sunt exemple de mari companii care au deschis în România centre de cercetare, precum şi de servicii de înaltă tehnologie, premise importante pentru ceea ce şi-a propus strategia naţională. Însă, în planul interacţiunii cu mediul internaţional, decalajele tehnologice considerabile faţă de ţările dezvoltate stimulează importul de tehnologie în dauna inovării autohtone. Este, de asemenea, bine cunoscut riscul ca societăţile transnaţionale, care au achiziţionat sau dezvoltat unităţi de producţie în România, să relocalizeze activitatea de CDI. Costul mai redus al cercetării în România poate fi un avantaj pe termen scurt, dar creează un risc suplimentar legat de „exodul creierelor” în contextul globalizării.

Situaţia cercetării în România comparativ cu alte ţări. Sistemul românesc de CDI a traversat o perioadă extrem de dificilă după 1989: subfinanţarea şi restructurarea întârziată nu au dat şansa de racordare la tendinţele mondiale din ştiinţă şi tehnologie decât în cazuri izolate, iar sectorul încă fragil al întreprinderilor din România nu a putut exercita o cerere reală pentru inovare. Practic izolat, sistemul de CDI s-a fragmentat, diferitele componente urmărind


204

asigurarea supravieţuirii cu minimul de resurse existente, în principal prin finanţare publică, în cadrul unor subsisteme în bună măsură formale şi autarhice.

Sub efectul subfinanţării cronice, numărul de cercetători a scăzut drastic în perioada 1990-2004, simultan cu creşterea mediei de vârstă. Atractivitatea redusă a carierei în cercetare a determinat pierderi calitative la nivelul resurselor umane şi a făcut extrem de dificilă atragerea tinerilor performanţi în cercetare. Mulţi cercetători performanţi au ales plecarea în străinătate. Nivelul scăzut al salariilor în CDI ar putea fi considerat ca determinant pentru atractivitatea scăzută, dar în realitate motivele sunt mai complexe, legate de reforma instituţională întârziată, calitatea scăzută a infrastructurii de cercetare-dezvoltare, lipsa unui sistem de evaluare care să stimuleze şi să recompenseze performanţa reală, respectiv excelenţa. Unul dintre cele mai puternice motive poate fi considerat lipsa clarităţii şi transparenţei privind promovarea în cariera profesională.

Studiul [90] realizat de CEROPE ajunge la concluzia că, în România, în domeniul ştiinţelor inginereşti şi tehnologice, numărul de cercetători a scăzut în anul 2010 la 11.718, faţă de 13.040 în anul 2005. O explicaţie este că această reducere reflectă migraţia personalului tehnic de cercetare către alte ţări datorită subfinanţării şi reprezintă o sursă de îngrijorare pentru modul în care România poate transpune cercetarea inginerească în produse şi servicii cu succes comercial, respectiv arată compromiterea unui instrument de redresare economică a României în competiţia acerbă europeană şi mondială.

Cu toate acestea, România dispune încă de resurse umane şi tradiţie în anumite domenii ale ştiinţei şi tehnologiei, iar strategia naţională ar fi trebuit să creeze premisele recunoaşterii şi să stimuleze dezvoltarea acestora.

Nivelul finanţării a avut un impact nefavorabil şi asupra menţinerii şi dezvoltării infrastructurii de cercetare necesare pentru cercetări avansate, obţinerea de rezultate valoroase la nivel internaţional cât şi pentru rezolvarea unor probleme complexe, de interes economic şi social la nivel naţional. Impactul a fost unul negativ şi direct asupra colaborării internaţionale, participării în proiecte şi reţele de cercetare europene, determinând izolarea, desprinderea de marile obiective de cercetare europene şi limitarea accesului la produse şi tehnologii performante, necesare industriei şi serviciilor din România. Capacitatea managerială şi lipsa unor resurse minime instituţionale pentru susţinerea unor laboratoare de cercetare a determinat funcţionarea ineficientă chiar şi acolo unde a existat infrastructura performantă. Gradul de utilizare scăzut a fost determinat şi de capacitatea redusă de a oferi servicii de interes, mai ales agenţilor economici.

Rezultatele modeste şi slaba colaborare internaţională sunt reflectate în numărul mic de articole în publicaţii ştiinţifice din fluxul principal de cunoaştere,


205

numărul mic de citări ale rezultatelor ştiinţifice publicate de autori români, cât şi în lipsa de interes faţă de protejarea proprietăţii intelectuale. Numărul extrem de mic de cereri de brevete cu autori români, atât în ţară, dar mai ales în Europa, SUA şi Japonia confirmă această situaţie.

Chiar dacă sistemul de CDI nu a reuşit până în prezent să genereze mari exemple de succes în transferul rezultatelor în practica socioeconomică, acesta a reuşit să menţină sau să dezvolte şi actori (printre care universităţi, institute, colective de cercetare) care au o certă vizibilitate internaţională şi pot fi sau chiar sunt deja poli de excelenţă.

O excepţie notabilă de proiect de cercetare-dezvoltare o reprezintă construcţia celui mai mare laser din lume, ELI-NP (Extreme Light Infrastructure-Nuclear Physics), la Măgurele, în valoare de 389 de milioane de euro, din care 20% construcţii aferente. Finanţarea proiectului este asigurată în proporție de 80% de Comisia Europeană prin Fondul de Dezvoltare Regională, iar Guvernul României urmează să acopere 20% din investiţie. Alegerea României pentru acest proiect este legată de expertiza deosebită existentă pe platforma de cercetare de la Măgurele, istoria prezentului Institut Naţional de Fizică şi Inginerie Nucleară „Horia Hulubei” începând cu anii ’50. La proiectul ELI-NP se lucrează din anul 2007 și, după asigurarea surselor de finanţare, ar urma să fie finalizat în 2016. În februarie 2012, proiectul a fost declarat admisibil de Comisia Europeană. Proiectul ELI-NP, propus de Consiliul Investitorilor Străini, a atras peste 30 de companii interesate în utilizarea laserului. Principalele direcţii de folosire a acestuia sunt industria echipamentelor medicale, de software, fizică nucleară, electronică şi chimie, tehnologie informatică, industria de apărare, aerospaţială şi transporturi, managementul deşeurilor nucleare. Realizarea proiectului ELI-NP va duce la crearea unui centru de cercetare paneuropeană în România şi formarea unui colectiv de cercetători români şi străini cu mare expertiză.

Finanţarea pe bază de proiecte, prin competiţie, începută în anul 1995 şi extinsă în anul 1998, a determinat în mod esenţial creşterea performanţei şi schimbarea mentalităţii privind accesul la resurse. Criteriile de evaluare au fost din ce în ce mai clar orientate către performanţa ştiinţifică demonstrată de cercetător (articole în fluxul principal de cunoaştere la nivel internaţional, lucrări ştiințifice citate, lucrări la conferinţe ştiinţifice de mare prestigiu profesional, brevete, participări în proiecte obţinute prin competiţie internaţională), cât şi spre noutatea şi credibilitatea temei de cercetare propuse, cu posibil impact asupra cunoaşterii. Criteriile sunt orientate şi spre capacitatea instituţională de a oferi mediul potrivit şi infrastructura necesare creării şi dezvoltării unor grupuri puternice de cercetare cu vizibilitate internaţională, care să ofere cadrul potrivit pregătirii tinerilor cercetători prin programe de doctorat şi postdoctorat.


206

La cele de mai sus, trebuie menţionată dispariţia majorităţii fostelor institute de cercetare departamentale prin tranzacţii îndoielnice de preluare sau de vânzare subevaluate a clădirilor şi terenurilor aferente.

Potrivit studiului menţionat [87], realizat în anul 2010 de National Science Board din SUA, România ocupă unul dintre ultimele locuri într-un clasament mondial privind cercetarea ştiinţifică. Situaţia cercetării ştiinţifice din România a fost analizată comparativ cu alte 44 de ţări, considerând doi indicatori: bugetul alocat de stat pentru cercetare şi numărul de articole ştiinţifice publicate la nivel internaţional. Cifrele utilizate pentru analiza comparativă corespund anului 2007 şi arată următoarele:

În anul 2007, guvernul a alocat pentru cercetare 0,53% din PIB. Doar trei state au avut atunci un buget mai mic decât ţara noastră, respectiv Argentina, Mexic şi Slovacia. Situaţia a fost şi mai dramatică în anul 2009, când cercetarea a beneficiat doar de 0,3% din PIB, pentru ca în anul 2010 valoarea să coboare sub 0,2% din PIB. Pentru comparaţie, în anul 2007, alocările din PIB pentru cercetare au fost în Republica Cehă de 1,54%, Ungaria 0,97%, Coreea de Sud 3,47%, Suedia 3,60%.

România nu are o poziţie mai bună nici la numărul de articole ştiinţifice publicate la nivel internaţional. Astfel, deşi în perioada 1996-2007, numărul publicaţiilor româneşti la nivel internaţional a crescut cu 5% pe an, ţara noastră nu a reuşit să se situeze mai sus de locul 43 (din 45), fiind întrecuţi de ţări precum Iran, Brazilia, Egipt sau Chile.

Părerea unanimă a specialiştilor, cercetători români din ţară sau care lucrează la universităţi de prestigiu din lume, este aceea că finanţarea deficitară este cauza principală a rezultatelor modeste obţinute. Însă între finanţare şi rezultate mai sunt o serie de alte cauze intermediare, între care: scăderea atractivităţii pentru învăţământul din domeniul ştiinţific, scăderea atractivităţii pentru locuri de muncă în cercetare în rândul absolvenţilor, „fuga creierelor”, îmbătrânirea avansată în sistemul de cercetare.

Rezultatele limitate nu pot fi justificate doar în termeni economici. O parte din vină aparţine factorilor centrali de decizie, conducătorilor instituţiilor de cercetare, precum şi personalului din sistemul de CDI. O opinie concisă susţine că situaţia cercetării româneşti s-ar putea explica pornind de la locul pe care îl ocupă România pe harta Europei, de la locul pe care îl ocupă ştiinţa în lista priorităţilor politice, de la locul pe care îl ocupă cunoaşterea în societate şi de la cine ocupă locurile importante din sistem.


207

O altă problemă care trebuie soluţionată este numirea corectă a evaluatorilor din comisiile de atribuire a fondurilor pentru cercetare, evaluatori aleşi prin autopropunere. La alcătuirea comisiilor s-a ţinut prea puţin seama de domeniul de competenţe, iar recunoaşterea incompetenţei este o procedură necunoscută la noi. Punând oameni nepotriviţi, aceştia decid în necunoaştere de cauză sau chiar cu rea-voinţă, fără a se putea apela la recurs sau la sancţionarea incompetenţei sau relei-voinţe.

Nici situaţia învăţământului superior din România nu este mai bună. Potrivit aceluiaşi studiu [87], elaborat de National Science Board din SUA, în anul 2010, nicio universitate din România nu se afla în topul celor mai bune 500 de universităţi din lume; iar opinia Societăţii Academice Române (SAR) este aceea că nepotismul şi plagiatul sunt principalele puncte slabe ale universităţilor din România. O evaluare din acest an prezentată de enciclopedia Quacquarelli Symonds Limited [89], plasează Universitatea Bucureşti în primele 200 de institute de învăţământ superior din lume în două domenii: „Ştiințe sociale şi management – Studii de comunicare şi media” şi „Arte şi ştiințe umaniste – Limba şi literatura engleză”.

În prezent, în România producţia ştiinţifică este împărţită între universităţi (55%), institute naţionale de cercetare-dezvoltare (20%) şi Academia Română (15%). Cele mai bine plasate sunt marile universităţi din Bucureşti, Cluj şi Iaşi. Participaţia sectorului academic la programele de cercetare, în anul 2007, a fost cea mai ridicată în Canada (36%) şi mult mai redusă în Federaţia Rusă (6%), SUA şi Japonia (13%), China (9%).

O concluzie privind situaţia cercetării-dezvoltării este aceea că locul României în lume reflectă indiferenţa autorităţilor faţă de acest domeniu, dar şi lipsa de pregătire a personalului.

Cercetarea-dezvoltarea în domeniul energiei în România nu poate fi disociată de situaţia cercetării în general, caracterizată prin scăderea dramatică a fondurilor de finanţare pentru proiecte în cadrul programelor naţionale, singurele care pot promova strategia de dezvoltare a domeniului pe baza rezultatelor de CDI autohtone [88].

Cum, în prezent, în România nu se regăseşte cercetarea de firmă în domeniul energiei, cercetarea tehnologică (ce stă la baza fundamentării soluţiilor tehnice adoptabile în cadrul documentaţiilor de proiectare) este slab reprezentată în finanţarea bugetară în cercetarea românească, în comparaţie cu cercetarea academică, universitară sau din institutele naţionale. Acest lucru se poate constata


208

din analiza proiectelor promovate în cadrul programelor naţionale de CDI şi a programelor sectoriale. În consecinţă, în documentaţiile de proiectare elaborate pentru lucrări de investiţii, modernizare sau retehnologizare, sunt adoptate soluţii de tehnologii şi echipamente ale firmelor străine prezente sau care au intenţia de a pătrunde pe piaţa din România, cu atât mai mult cu cât caietele de sarcini pentru licitaţii de lucrări au stabilite condiţii care impun, de cele mai multe ori, demonstrarea unui număr de aplicaţii şi/sau referinţe de la beneficiarii acestora. Ca urmare, proiectanţii nu mai promovează soluţii tehnice româneşti, chiar dacă acestea sunt competitive, deoarece nu pot face dovada unor astfel de cerinţe. De aici şi concluzia privind selectarea, mai mult sau mai puţin obiectivă, a unor soluţii româneşti promovabile pe piaţa autohtonă.

Un alt aspect al problematicii CDI în domeniul energiei îl constituie faptul că întreaga documentaţie de proiectare pentru obiectivele energetice realizate înainte de 1989 este arhivată într-un număr foarte mic de institute. Această documentaţie nu a fost atribuită unui institut de interes naţional, actualii posesori ai ei fiind firme private care deţin monopolul acesteia. Orice alte firme create după anul 1989, unele chiar de proiectanţi ai acestor institute, nu pot face dovada experienţei în domeniu decât prin personal şi prin deţinerea documentaţiei de bază pentru elaborarea de proiecte de modernizare, retehnologizare etc., cerinţe de eligibilitate în multe proceduri de achiziţie a unor astfel de lucrări.

Firme private reclamă faptul că sectorul cercetării, coordonat de ANCS, a avut în fruntea sa, în ultimii zece ani de guvernare, personalităţi provenite din mediul universitar; acestea au avut o aplecare spre cercetarea universitară, în mod special, şi o mai puţină înţelegere asupra rezultatelor cercetării tehnologice, în felul acesta explicându-se şi programele şi atitudinea discriminatorie faţă de firme private de cercetare, programe în care aceste firme nu au fost eligibile.

Schimbările succesive de statut juridic ale ICEMENERG (Institutul de Cercetări şi Modernizări Energetice), fostă unitate de referinţă înainte de 1989, în domeniul energetic, arată o involuţie a acesteia. Cu ocazia acestor schimbări s-a înstrăinat, în mod suspect, o parte importantă din patrimoniul institutului (clădiri şi terenuri). Prin HG nr. 925/2010, ICEMENERG a fost declarat Institut Naţional de Cercetare-Dezvoltare pentru Energie, dar până în prezent această hotărâre nu a fost pusă în aplicare. Involuţia acestui institut este, din păcate, elocventă pentru situaţia prezentă a cercetării-dezvoltării în sectorul energiei. Dacă în 1998, anul desfiinţării RENEL, din care ICEMENERG făcea parte, acesta avea circa 550 de salariaţi, în 2005 numărul lor s-a redus la 242, iar în mai 2012, la 118 persoane. Mărimea bugetului de cercetare al institutului este asemănătoare: 5,2 milioane de lei în 2000, circa 13 milioane de lei în 2004, circa 10 milioane în 2010.


209

În ansamblu, sectorul cercetare-dezvoltare în România se găseşte într-o situaţie extrem de dificilă, reflectând lipsa de înţelegere a autorităţilor faţă de importanţa acestui sector, subfinanţarea lui cronică şi lipsa de pregătire a personalului. Studii autorizate plasează România pe unul dintre ultimele locuri într-un clasament mondial privind cercetarea ştiinţifică.

Guvernul României a aprobat în anul 2006 Strategia naţională de cercetare, dezvoltare şi inovare, 2007-2013, conform căreia ţara noastră şi-a propus să atingă, în această perioadă, media europeană pentru indicatorii de bază care descriu structura şi performanţa sistemului de CDI. Angajamentul politic a fost ca în anul 2010, cheltuielile publice pentru CDI să reprezinte 1% din PIB. În anul 2007, pentru cercetare s-a alocat 0,53% din PIB, în 2009 valoarea a fost 0,3% din PIB, iar în 2010 a coborât sub 0,2% din PIB. Specialiştii susţin necesitatea actualizării Strategiei naţionale de CDI şi încadrarea acesteia în realităţile economice şi de perspectiva evoluţiei României. Câteva măsuri sunt de importanţă vitală. În primul rând, trebuie recunoscut din punct de vedere politic rolul CDI în modernizarea României. În al doilea rând, este necesar un cadru legislativ adecvat, respectiv modalităţi clare şi corecte de ocupare a posturilor şi de promovare, modalităţi echitabile de plată a personalului, care să recunoască excelenţa, modalităţi adecvate de acordare a granturilor de cercetare, încurajarea tineretului merituos. În al treilea rând, de o importanţă cu totul deosebită este numirea unor persoane competente în posturile importante de decizie.

Este, de asemenea, necesară elaborarea de strategii de cercetare sectoriale, între care energie şi mediu, care prin programe adecvate să promoveze proiecte de cercetare pe direcţii de interes bine definite, cu indicatori de evaluare a rezultatelor stabiliţi riguros şi care să ofere garanţia că la finalizarea unor astfel de proiecte vor rezulta soluţii tehnice şi tehnologice care să devină promovabile în instalaţii demonstrative sau industriale. Programele sectoriale de cercetare trebuie să reflecte interesul naţional, să fie deschise tuturor entităţilor de cercetare, iar stabilirea executanţilor lucrărilor să se facă prin criterii obiective.

Cercetarea-dezvoltarea în sectorul energiei în România este reprezentată astăzi, la nivelul minim de existenţă, de câteva institute, între care ICEMENERG şi Institutul Naţional de Cercetări Avansate (ICPE), la care acţionar este statul. Rezultate cu totul diferite se înregistrează în sectorul privat de CDI, trebuind remarcat în mod deosebit ICPE ACTEL, dar şi OVM-ICCPET, ICPE (pentru energii regenerabile) şi, într-o oarecare măsură, ISPE.


210

Anexa nr. 9

Planul strategic de tehnologii energetice al Uniunii Europene

Prin documentul Comisiei Europene COM (2007) 723 final, emis la Bruxelles, în 22 noiembrie 2007 cu titlul A European strategic energy technology plan (SET-Plan). Towards a low carbon future, s-a hotărât crearea Planului Uniunii Europene de tehnologii energetice strategice (SET-Plan), ca o necesitate de a acţiona, la nivelul UE, pentru realizarea unei politici energetice sustenabile, sigure şi competitive şi îndeplinirea ţintelor pentru anul 2020 şi a perspectivei anului 2050. În mod concret, SET-Plan reprezintă necesitatea unei politici dedicate accelerării dezvoltării şi diseminării tehnologiilor energetice cu carbon redus, eficiente sub raportul costurilor.

La 28 februarie 2008, Consiliul UE a adoptat concluziile privind înfiinţarea SET-Plan propus de Comisia UE, stabilind principiile fundamentale ale Planului, identificând următoarele scopuri şi acţiuni:

Promovarea cu prioritate a iniţiativelor industriale care s-au dovedit fezabile, bazate pe parteneriatul public-privat sau pe interesele comune ale unor state membre;

Creşterea eforturilor de îmbunătăţire a eficienţei energetice, prin stimularea cercetării-dezvoltării-inovării şi diseminării (CDI-D) privind tehnologiile energetice finale;

Înfiinţarea în vara anului 2008 a unui grup de reprezentanţi la nivel înalt din partea statelor membre, care să convină, să urmărească şi să pună în aplicare obiectivele SET-Plan, respectiv politicile, instrumentele şi mecanismele de coordonare la nivel naţional şi comunitar;

Mobilizarea unei creşteri substanţiale a finanţării la nivel european şi naţional;

Îmbunătăţirea şi amplificarea informaţiilor provenind de la cercetători şi institute de cercetare de profil (capacity building), reducerea barierelor, îmbunătăţirea educaţiei ştiinţifice;

Dezvoltarea unor convenţii între guvern, industrie şi cercetători privind diferitele tipuri de tehnologii de producere şi consum al energiei, în susţinerea SET-Plan;

Dezvoltarea unor politici şi măsuri, inclusiv programe comunitare în domeniile relevante (cercetare, ajutor de stat, agricultură, transport, achiziţii publice), care să susţină obiectivele de energie şi mediu ale UE;


211

Promovarea, în continuare, a cooperării internaţionale în domeniul CDI privind tehnologiile curate, sustenabile şi eficiente.

La 26 iunie 2008 a avut loc la sediul Comisiei UE întâlnirea inaugurală a Grupului Director pentru SET-Plan, la care au participat comisarii UE pentru energie şi cercetare. Mesajele lor au cuprins propuneri de măsuri şi recomandări: Grupul Director este structura necesară unei organizări speciale a acţiunilor SET-Plan; cercetarea performantă necesită educaţie şi cultură superioare; pentru finanţare sunt necesare fonduri deosebit de mari din partea statelor membre şi a industriei; globalizarea este un fenomen tot mai evident; fragilitatea mediului constituie un element major de îngrijorare; trebuie armonizată reducerea costurilor cu productivitatea, scop pentru care trebuie să devenim „o societate bazată pe cunoaştere” pentru a face faţă viitorului; trebuie coordonată cercetarea între diferitele state membre, astfel încât prin cooperare şi sinergie să se obţină mai mult; SET-Plan este o structură creată să ajute la promovarea tehnologiilor energetice cele mai performante pentru reducerea emisiilor de carbon; este necesară stabilirea unui anumit consens asupra tehnologiilor care trebuie promovate.

Pe baza rezultatelor unui proces de consultare, Comisia Europeană a propus lansarea în cadrul SET-Plan a următoarelor şase iniţiative prioritare (Iniţiative Industriale Europene):

Iniţiativa eoliană europeană, care urmăreşte validarea şi demonstrarea utilizării turbinelor eoliene mari şi a sistemelor eoliene mari (sisteme on-shore şi off-shore);

Iniţiativa solară europeană, destinată validării instalaţiilor la scară mare cu energie fotovoltaică şi a sistemelor concentratoare de energie solară;

Iniţiativa europeană de bioenergie¸ direcţionată pe „generaţia următoare” de biocombustibili, în contextul unei strategii generale privind utilizarea bioenergiei;

Iniţiativa europeană de captură, transport şi stocare a CO2, axată pe cerinţele întregului sistem, inclusiv eficienţa, siguranţa şi acceptul public, pentru a proba viabilitatea la scară industrială a centralelor electrice cu combustibili fosili cu emisii zero;

Iniţiativa reţelei electroenergetice europene, destinată dezvoltării unui sistem electric inteligent, inclusiv stocarea, şi creării unui Centru European pentru implementarea programului de cercetare privind o reţea de transmisie europeană;

Iniţiativa energiei de fisiune sustenabile, care urmăreşte dezvoltarea tehnologiilor nucleare din generaţia IV.


212

Aceste şase Iniţiative Industriale Europene urmează să fie implementate în diverse moduri, în funcţie de natura şi necesităţile sectorului şi tehnologiilor. Pentru tehnologiile cu o bază industrială suficientă în Europa, ele pot lua forma unor parteneriate public-privat, în timp ce pentru alte tehnologii care sunt prioritare pentru unele ţări, pot lua forma unor programe comune, reprezentând coaliţii ale acelor state membre interesate.

Grupul Director al SET-Plan a fost alcătuit din câte doi reprezentanţi din partea fiecărui stat membru. România a nominalizat cei doi reprezentanţi, unul din partea Ministerului Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri (MECMA) şi altul din partea Autorităţii Naţionale pentru Cercetare Ştiinţifică (ANCS).

Reprezentanţii României au informat instituţiile centrale (MECMA şi ANCS) asupra obligaţiilor care revin României în cadrul SET-Plan şi anume: trebuie stabilite responsabilităţile conjugate ale MECMA şi ANCS ca instituţii guvernamentale, în primul rând, în formarea unui colectiv mixt care să monitorizeze problematica avansată de SET-Plan; este necesară elaborarea unui program de acţiuni în regim de parteneriat public-privat, adecvat situaţiei economice a României, în care să se reflecte atât specificul naţional, cât şi recomandările Comisiei Europene; trebuie elaborat un grafic de acţiuni, cu formarea parteneriatelor cercetare publică-industrie, pentru care trebuie asigurate sursele de finanţare, atât publice, cât şi private din industrie.

Trebuie menţionat că cele două instituţii guvernamentale (MECMA şi ANCS) nu au manifestat încă de la început un interes semnificativ faţă de prezenţa României în activităţile SET-Plan. Ca urmare, reprezentanţii României în Grupul Director au renunţat să mai participe la acţiunile acestuia, în continuare asigurându-se doar o prezenţă formală a ţării noastre.

Recent a fost publicat un raport ştiinţific şi tehnic detaliat privind descrierea tehnologiilor în stadiu avansat sau în cercetare incipientă dezvoltate în cadrul inițiativelor prioritare ale SET-Plan [91]. Între altele, scopul acestui raport este acela de a furniza informaţii factorilor de decizie. Această responsabilitate revine unui sistem informatic, SETIS (the SET-Plan Information System), care susţine SET-Plan de la crearea sa şi care transmite informaţii şi analize calificate, oportune şi imparţiale privind situaţia tehnologiilor şi a pieţei, precum şi a impactului potenţial al utilizării tehnologiilor energetice cu carbon redus, asistând astfel factorii de decizie în identificarea cercetărilor şi dezvoltărilor viitoare şi stabilirea priorităţilor demonstrate, care ar putea deveni zone de focalizare ale SET-Plan în viitor.

În această lucrare, România este menţionată cu două proiecte, şi anume: a) Proiectul demonstrativ de captură şi stocare a carbonului, GETICA CCS,

pentru unitatea 6, de 330 MW, recent reabilitată, de la centrala termoelectrică


213

Turceni [92]. Proiectul este un proiect guvernamental, coordonat de MECMA şi a fost susţinut de un grant de 2,55 de milioane de euro, oferit de Global CSS Institute din Australia pentru elaborarea studiului de fezabilitate, executat de Institutul de Studii şi Proiectări Energetice (ISPE) şi Institutul Naţional de Cercetare-Dezvoltare pentru Geologie şi Geoecologie Marină (GeoEcoMar). Costul total al proiectului este evaluat la un miliard de euro, jumătate din această valoare urmând a fi acoperită din fonduri împrumutate de la Banca Europeană de Investiţii (BEI). Datele principale prevăd captura a 20 de milioane de tone de CO2 din gazele de ardere, pe parcursul a 15 ani (cel puţin 85% din dioxidul de carbon produs de grupul energetic respectiv), transportul prin conducte subterane sub presiune la circa 40-50 de km şi stocarea în formaţiuni geologice de mare adâncime (cuprinse între 800 şi 2.500 de metri, în zăcăminte epuizate de petrol şi de gaze naturale sau în acvifere saline adânci). Compania de proiect GETICA CCS este alcătuită din Complexul Energetic Turceni (operatorul instalaţiei de captare), Romgaz Mediaş (operatorul instalaţiei de stocare geologică) şi Transgaz (operatorul reţelei de transport). După 2013 marii poluatori nu vor mai primi gratuit drepturile de emisii, ci vor fi obligați să le cumpere (fiecare tonă de CO2 eliberată în atmosferă reprezintă un certificat de emisie de CO2). Din 2013 preţurile vor putea depăşi 30 de euro, faţă de ordinul a 16 euro, cât costă în prezent un certificat de emisie de CO2. Cele mai mari emisii de CO2 sunt concentrate în zona Olteniei, respectiv circa 40% din tot ceea ce se emite la nivel naţional.

b) Decizia Guvernului României, prin MECMA, de a găzdui proiectul ALFRED din generaţia a IV-a de reactoare nucleare, din gama de reactoare demonstrative avansate rapide răcite cu plumb, LEADER (Lead-cooled European Advanced Demonstration Reactor). Unitatea ştiinţifică românească angajată pentru proiectul ALFRED este Institutul de Cercetări Nucleare (ICN) Piteşti, având ca principali parteneri din Italia, Ansaldo Nucleare şi ENEA. Caracteristicile tehnice principale ale reactorului demonstrativ ALFRED sunt: puterea termică 300 MWt, puterea electrică 130 MWe, unitatea este racordată la sistemul electroenergetic naţional, combustibilul uraniu (MOX), agentul de răcire plumb pur. Avantajele acestui concept se referă la creşterea securităţii nucleare, reducerea volumului şi a radioactivităţii deşeurilor, creşterea semnificativă a utilizării combustibilului nuclear (96%), faţă de 1% la reactoarele de tip CANDU, complexitate redusă, mentenanţă îmbunătăţită. Valoarea estimată a investiţiei este de un miliard de euro, finanţare asigurată prin fondurile structurale europene de coeziune; contribuţia naţională este apreciată la 5-20% din valoarea proiectului, iar punerea în funcţiune în anul 2025. Proiectul ALFRED este considerat drept un concept inovativ, care contribuie la dezvoltarea durabilă a energeticii nucleare şi care ar permite o racordare mai bună a potenţialului de cercetare-dezvoltare din România la priorităţile de cercetare europene [93].


214

Anexa nr. 10

Clădirile şi consumul de energie

Clădirile reprezintă cel mai important consumator final de energie. Conform Eurostat (2008), structura consumului final de energie în Uniunea Europeană a fost pentru clădiri 37,3%, industrie 30,7%, transport 32,0%. Doi ani mai târziu, Directiva 2010/31/UE evaluează clădirile responsabile pentru 40% din totalul consumului de energie din Uniune. În lipsa unor evaluări, se apreciază că aceste valori sunt corecte şi pentru România.

Fondul de locuinţe existent în România conform recensământului populaţiei şi locuinţelor din 2002 [79] este de 4.819.104 clădiri (8.071.912 locuinţe), din care în mediul urban 23,4% (52,5% din locuinţe). Ponderea clădirilor de locuit cu o singură locuinţă (case de locuit unifamiliale) depăşeşte 95% din totalul clădirilor de locuit. Clădirile de locuit multietajate (blocurile de apartamente) reprezintă 83.799 clădiri (circa 1,6% din totalul clădirilor), cu 7.821.169 de locatari (36,8% din populaţia ţării). La acestea trebuie adăugat un număr semnificativ de clădiri publice (administrative, şcoli, spitale etc.) şi private (bănci, sedii de firme etc.).

Raportat la blocurile de locuinţe, în mediul urban sunt 79.077 de blocuri (94,4%), cu 3.021.122 apartamente (97,4%), în proporţie de 97% proprietate privată şi având 7.606.123 locatari (97,2%). Pentru locuinţa medie de 37,5 m2, ocupată de 2,6 persoane, consumul mediu anual de energie termică pe familie este de 7-8 Gcal. După destinaţie, structura consumului de energie al unei locuinţe este: încălzire 57%, apă caldă de consum 25%, electricitate 11%, prepararea hranei 7%. În clădirile de locuit multietajate, consumul specific de energie termică este în medie de 250-300 kWh/(m2.an), iar pierderile de energie cuprinse între 15% (cele mai eficiente construcţii) şi 40% (cele mai puţin eficiente) [83], pierderi plătite în final de consumatorii de energie. Cauzele principale ale pierderilor ener-getice (de două-trei ori mai mari decât cele din ţările dezvoltate ale UE) sunt repre-zentate de calitatea scăzută a materialelor de construcţie şi a instalaţiilor interioare, de izolaţia termică şi iluminatul ineficient, de execuţia necorespunzătoare.

Pentru majoritatea clădirilor construite înainte de 1989 se impune astfel, cu prioritate, modernizarea energetică a acestora şi, în primul rând, reabilitarea termică a anvelopelor, procedeu prin care, cu tehnologiile şi materialele performante disponibile astăzi, se poate obţine reducerea consumului de energie termică al clădirii cu 30-50%. Consecinţele benefice directe ale reabilitării termice a clădirilor sunt multiple, şi anume: a) reducerea semnificativă a consumului de


215

energie, a intensităţii energetice primare şi a importurilor de resurse energetice și, ca atare, a dependenţei ţării de acestea. Măsurătorile şi calculele efectuate indică un potenţial de economisire a energiei pentru încălzirea blocurilor de locuit de circa 600.000 tpe/an; b) reabilitarea energetică a clădirilor de locuit multietajate reprezintă principalul potenţial valorificabil de economie de energie, în vederea îndeplinirii obligaţiei României de a creşte eficienţa energetică prin reducerea consumului cu 20% până în 2020; c) reducerea emisiilor de CO2 cu circa 4,1 milioane tone/an, datorită energiei neproduse echivalentă reducerii pierderilor energetice; d) reducerea apreciabilă a facturilor locatarilor pentru energia termică, în același timp cu îmbunătăţirea condiţiilor de viaţă, sănătate şi confort şi micşorarea fenomenului de sărăcie şi de excluziune socială; e) crearea de noi locuri de muncă în activităţile de modernizare a clădirilor (de circa nouă ori mai multe locuri de muncă, în activităţi directe şi indirecte, decât în cazul în care acelaşi volum de investiţii s-ar realiza în creşterea capacităţilor de producere de energie termică); f) îmbunătăţirea aspectului estetic al clădirilor şi al localităţilor.

Cu toate aceste avantaje energetice, economice, sociale şi de impact de mediu, în prezent sunt reabilitate termic numai 2-3% din blocurile de locuinţe, ritmul lucrărilor crescând, de regulă, în perioadele electorale. Deşi legislaţia actuală prevede o serie de facilităţi prealabile şi o contribuţie a locatarilor de 20% din costul lucrărilor, majoritatea lucrărilor de reabilitare executate s-a realizat prin acoperirea integrală a costurilor de autorităţile locale, motivul principal constituindu-l nivelul redus al veniturilor beneficiarilor.

Costul specific al lucrărilor de reabilitare termică a blocurilor de locuinţe este reglementat de norma [8] şi este de 55 euro/m2, fără TVA. Conform [1], suprafaţa totală a celor 83.799 de blocuri a fost evaluată la circa 108 milioane m2. Dacă se consideră că aproximativ o treime din numărul total de blocuri nu se vor reabilita în următorii 20 de ani (clădiri degradate, clădiri cu vechime foarte mare, clădiri deja modernizate energetic), suprafaţa locuibilă a restului de două treimi de blocuri (circa 56.000 de clădiri, cu 2,1 milioane de apartamente) este de 72 milioane m2, necesitând pentru reabilitare termică o valoare totală de 4,9 miliarde de euro. Se consideră justificată următoarea eşalonare numerică şi valorică a lucrărilor:

- până în 2020, reabilitarea a 50% din clădiri (28.000 de blocuri, cu 1,05 milioane de apartamente) cu un cost al lucrărilor de 2,45 miliarde de euro; consumul specific de energie 100-150 kWh/(m2.an);

- până în 2025, reabilitarea a 25% din clădiri (14.000 de blocuri, cu 525 mii de apartamente) cu un cost al lucrărilor de 1,225 miliarde de euro; consumul specific de energie 50-100 kWh/(m2.an);


216

- până în 2030, reabilitarea a 25% din clădiri (14.000 de blocuri, cu 525 mii de apartamente) cu un cost al lucrărilor de 1,225 miliarde de euro; consumul specific de energie 15-50 kWh/(m2.an).

Trebuie menţionată, de asemenea, prevederea Directivei 2010/31/UE privind performanţa energetică a clădirilor, conform căreia statele membre trebuie să asigure reabilitarea termică a 3% pe an a clădirilor publice.

Ca o constatare generală, în România, energetica oraşelor a fost desconsiderată şi, din nefericire, nu există o strategie naţională efectivă a alimentării cu energie termică a localităţilor. Sistemele de alimentare centralizată cu energie termică (SACET) au astăzi dificultăţi majore tehnice, economice, sociale şi de impact de mediu. SACET reprezintă un sector necoordonat, cu responsabilităţi împărţite între patru ministere (Ministerul Administraţiei şi Internelor, Ministerul Economiei, Ministerul Muncii şi Protecţiei Sociale, Ministerul Mediului) şi două autorităţi de reglementare (ANRE, ANRSC) [76]. După 1989, acest sector a fost tratat în mod simplist. O decizie care s-a dovedit greşită pe termen lung a fost aceea de a se face protecţie socială prin reducerea preţului energiei şi combustibilului, ceea ce a produs acumularea unor datorii mari la nivelul furnizorilor de energie prin neacoperirea costurilor. În continuare, sistemul s-a bazat pe subvenţii de la bugetul central de până la 45% pentru combustibilul de încălzire (Legea nr. 483/2006) şi pe măsuri de protecţie socială. În fine, se consideră că nediferenţierea preţului gazelor naturale la SACET şi la consumatorii individuali a produs, şi cu încurajare oficială, debranşarea a circa 50% din consumatori de la încălzirea centralizată în favoarea încălzirii individuale cu centrale termice de apartament. În aceste condiţii, total opuse politicii Uniunii Europene, SACET în România este astăzi un sistem falimentar în majoritatea localităţilor (dacă erau 251 de operatori în 1990, în prezent mai există circa 80 de operatori, majoritatea în insolvenţă/faliment).

Un aspect esențial îl reprezintă capacitatea de plată a facturilor de energie termică de locatari. Dacă în Uniunea Europeană „sărăcia energetică” (respectiv procentul din venitul unei familii pentru asigurarea unor condiţii de confort decent energetic) este de 18-20% [4], în România, valoarea este de 50% (veniturile lunare sunt de peste 2.000 de lei pentru 16% din populaţie, între 1.000 şi 2.000 de lei pentru 34% şi sub 1.000 de lei pentru 50%). Recenta anulare a subvenţiilor pentru combustibilul pentru încălzire a mărit cu 30-50% preţul şi factura de încălzire la valori foarte greu de suportat.

Energetica clădirilor este reconsiderată fundamental în contextul evoluţiei problemelor de mediu din ultimii 30-35 de ani [94]. Acestea s-au schimbat succesiv, de la poluare ambientală la influenţa gazelor cu efect de seră (GES),


217

apoi la încălzire globală și, în continuare, schimbări climatice, pentru ca în ultimul timp să vorbim despre catastrofe ecologice. Ca urmare, abordarea generală şi reglementările s-au schimbat în mod decisiv, mai ales după 1985; dacă la început preocupările erau exclusiv pentru problemele legate de energie, a apărut dihotomia energie-mediu, care în zilele noastre s-a transformat în mediu-energie, dar deja se conturează pentru deceniile următoare mediul ca singur element de control al dezvoltării societății. S-a ajuns la concluzia că temperatura Pământului nu trebuie să se ridice cu mai mult de 2oC faţă de anii 1900, când temperatura medie a Pământului era de 14oC. Astăzi, aceasta valoare este de 15oC şi este deja o preocupare generală pentru a limita această creştere. Cauza principală a încălzirii globale o constituie emisiile de GES, în special CO2, provenite din activităţile energetice şi industriale. Costurile economice ale schimbărilor climatice au fost evaluate de Raportul Stern [84] la pagube de 5-20% pe an din PIB-ul global, dacă nu se iau măsuri de limitare a emisiilor de GES şi la costuri de 1% din PIB pe an, dacă se iau măsuri de stabilizare a emisiilor.

Uniunea Europeană s-a angajat ferm ca lider global în această acţiune, elaborând în ultimii şase ani un număr de documente definitorii de politică în domeniul energiei şi mediului: „O strategie integrată pentru energie şi schimbări climatice” (2007), Pachetul de directive (2009) cu obiectivele 20-20-20 pentru orizontul 2020 (limitarea încălzirii globale la maximum 2oC faţă de anii 1900, reducerea emisiilor de GES cu 20%, creşterea eficienţei energetice cu 20%, creșterea utilizării surselor regenerabile de energie-SRE, cu 20%), Strategia „Europa 2020”, directiva pentru eficientizarea energetică a clădirilor (2010), o nouă directivă pentru eficienţa energetică (ce promovează cogenerarea eficientă şi o noua generaţie de servicii energetice), Pachetul 3-Energie, Roadmap 2050 (reducerea emisiilor de CO2 cu 85-90%). Toate aceste reglementări sunt obligatorii pentru toate statele membre, fiind emisă legislaţia naţională de conformare.

În acest context, consumul de energie al clădirilor existente şi al celor noi trebuie redus continuu prin măsuri ferme. Ca exemplu, articolul 6 din Directiva 2010/31/UE recomandă, în ordine, următoarele soluţii de alimentare cu energie a clădirilor noi: a) sisteme descentralizate bazate pe SRE; b) cogenerare; c) sisteme centralizate/de bloc bazate integral sau parţial pe SRE; d) pompe de căldură.

Energetica clădirilor va trebui abordată în mod obligatoriu în perspectiva evoluţiei mărimii şi suportabilităţii facturilor de energie, ţinând seama de: creşterea preţului combustibililor şi energiei, reducerea subvenţiilor locale pentru energie, reducerea gradată a preţurilor reglementate, preţ diferenţiat al gazelor naturale pentru diverşi utilizatori.


218

Ca direcţii de dezvoltare şi investiţii în domeniul energeticii clădirilor urbane se consideră prioritare: folosirea tehnologiilor de utilizare a SRE (solar, geotermal, biomasă), izolare termică de calitate şi instalaţii interioare performante, racordarea clădirilor la reţelele de încălzire centralizată cu cogenerare de înaltă eficienţă etc.

În ceea ce priveşte energetica rurală, aceasta este practic neabordată în documentele oficiale; conform datelor INS, în 2010, 44,9% (9,6 milioane de persoane) din populaţia României trăiește în zonele rurale şi are ca ocupaţie de bază agricultura sau alte activităţi rurale. Deşi 98% din cele 3,84 de milioane de gospodării beneficiază de electricitate, numai 7% din acestea sunt conectate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale. Principalul combustibil pentru încălzire şi pregătirea hranei este biomasa (lemne, deşeuri lemnoase sau din agricultură), iar 98% din gospodării folosesc sobele pentru încălzire, cu randamente scăzute de 20-35%. Numai 2% dintre gospodării sunt dotate cu sisteme de încălzire centralizată. Chiar şi acestea din urmă folosesc la gătit, în mare măsură, sobele cu combustibilul solid (biomasă) [79].

Pentru perspectivă, într-o încercare de actualizare a HG nr. 1069/2007 [58], se fac o serie de recomandări declarative ca soluţii paleative de economisire a energiei în zonele rurale [95], între care: uscarea biomasei înainte de utilizare, îmbunătăţiri ale exteriorului clădirilor, sobe cu randamente mai ridicate, dar scumpe, lămpi de iluminat eficiente, analiza şi studii privind folosirea energiei în locuinţe, distribuirea de pliante informative, utilizarea surselor regenerabile de energie, accesul la unele surse de finanţare de tip grant etc.

Se consideră că acest domeniu extrem de important şi cu multe efecte, mai ales de ordin social, al energeticii urbane şi rurale, trebuie reconsiderat din punct de vedere instituţional şi legislativ şi tratat, în mod prioritar, cu tot discernământul şi responsabilitatea factorilor politici şi administrativi de decizie, având în vedere că el afectează în mod direct viaţa cetăţenilor României. Problema de bază o reprezintă asigurarea surselor de finanţare a lucrărilor, precum şi un sistem de facilităţi financiare şi fiscale.


219

Anexa nr. 11

Eficienţa tehnică şi economică a diferitelor tehnologii de producere a energiei electrice

Eficienţa economică relativă a utilizării diferitelor tehnologii şi surse de energie pentru producerea energiei electrice

Ca urmare a creşterii în timp a consumului de energie şi putere electrică şi a opririi unor grupuri existente la îndeplinirea duratei normate de viaţă, în balanţele de putere pentru Sistemul Electroenergetic Naţional (SEN) apare un deficit de putere cu valori din ce în ce mai mari în timp şi cu valori diferite pentru fiecare scenariu de dezvoltare.

Pentru acoperirea deficitului de putere este necesar să se instaleze grupuri noi performante, cu specific de bază sau de vârf în funcţie de necesităţile curbei de sarcină şi cu tehnologii bazate pe tipurile de resurse de energie disponibile din ţară şi pe cele care pot fi importate.

De asemenea, pentru acoperirea deficitului de putere se poate avea în vedere şi reabilitarea unor grupuri mari pe lignit în competiţie cu instalarea de grupuri noi.

Pentru diferitele tipuri de grupuri şi tehnologii noi posibil de instalat în SEN în perioadele 2011-2020 şi 2021-2035 s-a realizat de Institutul de Studii şi Proiectări Energetice – ISPE o analiză pentru determinarea costului unitar actua-lizat al energiei electrice pe durata de viaţă. Această analiză este prezentată în lucrările [72], respectiv [3], de unde este preluat conţinutul acestei anexe.

Ipotezele care au stat la baza determinării economicităţii relative a grupurilor au fost următoarele:

rata de actualizare: 8%; evoluţia prețului combustibililor (subcapitolul 10.1): - scenariul minim pentru toţi combustibili; - scenariul maxim pentru lignit şi scenariul minim pentru ceilalţi

combustibili; gazele naturale la preţul de pe piaţa externă; preţul de tranzacţionare al CO2: - la nivelul anului 2020: 20 euro/tCO2 şi 40 euro/tCO2; - la nivelul anului 2030: 40 euro/tCO2 şi 60 euro/tCO2; introducerea tehnologiei de captare şi stocare a carbonului (Carbon

Capture and Storage – CCS): - până în anul 2020 se consideră că această tehnologie nu este suficient de

matură pentru a deveni comercială;


220

- după anul 2020 se admite că se finalizează etapa demonstrativă şi tehnologia cu CCS devine matură şi comercială.

S-au analizat următoarele tehnologii şi grupuri posibil de instalat în SEN în etapele următoare de dezvoltare:

Perioada până în anul 2020

- grupuri cu specific de bază: - reabilitarea unui grup existent de 330 MW pe lignit: - grup reabilitat fără CCS; - grupuri nucleare: - grupurile nr. 3 şi 4 de 700 MW la Cernavodă; - grup nou de 500 MW, pe lignit din ţară, cu parametrii supracritici, fără

CCS; - grup nou de 800 MW, pe huilă din import, cu parametrii supracritici,

fără CCS; - grup nou de 800 MW, pe gaze naturale, cu ciclu combinat, fără CCS; - grup de 30 MW, pe biomasă. - grupuri/centrale cu specific de vârf: - grup de 1,5 MW, eolian; - centrală hidroelectrică de 100 MW, cu caracter de vârf şi semivârf; - grup de 100-200 MW, turbină cu gaze cu circuit deschis, pe gaze naturale; - centrală solară fotovoltaică de 1 MW.

Perioada 2021-2030

grupuri cu specific de bază: - grup nuclear de 1.100 MW într-o centrală nouă; - grup nou de 500 MW, pe lignit din ţară, cu parametrii supracritici, cu

CCS; - grup nou de 800 MW, pe huilă din import, cu parametrii supracritici, cu

CCS; - grup nou de 800 MW, pe gaze naturale, cu ciclu combinat, cu CCS; - grup de 30 MW, pe biomasă; grupuri/centrale cu specific de vârf: - grup de 1,5 MW, eolian; - centrală hidroelectrică de 100 MW, cu caracter de vârf şi semivârf; - grup de 100-200 MW, turbină cu gaze cu circuit deschis, pe gaze naturale; - centrală solară fotovoltaică de 1 MW.

În tabelele nr. A.11.1 şi nr. A.11.2 şi în figurile nr. A.11.1 şi nr. A.11.2 se prezintă sintetic ordonarea economicităţii acestor grupuri după costul unitar actualizat


221

pe durata de viaţă (CUA), în funcţie de orizontul de analiză (2020 sau 2030), de scenariile privind evoluţia preţului combustibililor şi de costul de tranzacţionare a tonei de CO2.

Tabelul nr. A.11.1. Ordonarea după costul unitar actualizat al energiei electrice produse în diferite tipuri de tehnologii funcţionând în bază

Factor de încărcare 80-90% (euro/MWh net)

Tipul grupului

Cost unitar a l tonei de CO2 40 Euro/tCO2 60 Euro/tCO2

Pretul lignitului minim maxim minim minim maxim minim

1.Grupuri existente de 330 MW , pe lignit, reabilitate

54,21 65,38 73,74 - - -

2. Grupuri nucleare:

- gr.3, 4 de 720 MW Cernavoda 66,30 66,30 66,30 - - -

- grup de 1100 MW intr-o centrala noua - - - 60,84 60,84 60,84

3.Grup nou de 500 MW cu parametrii supracritici pe lignit din tara

71,88 81,32 90,02 91,4 102,99 93,65

4.Grup nou de 800 MW pe gaze naturale, c iclu combinat cu turbina cu gaze

84,40 84,40 91,01 91,55 91,55 92,21

5.Grup nou de 800 MW cu parametrii supracritici pe huila din import

91,95 91,95 104,95 118,74 118,74 120,24

6. Grup de 30 MW , ciclu cu abur, pe biomasa 183,06 183,06 183,16 147,56 147,56 147,75

Grup de 330 MW , reabilitat cu CCS - proiect demonstrativ *) 84,62 96 86,72 ‐ ‐ ‐

ANUL 2020 2030

*) 50% din investitia in CCS nu este luata in considerare in calcul fiind asigurata din fonduri UE nerambursabile

grupuri pe combustibili fosili fara CCS grupuri pe combustibili fosili cu CCS

20 Euro/tCO2 40 Euro/tCO2

Tabelul nr. A.11.2. Ordonarea după costul unitar actualizat al energiei electrice produse de diferite tipuri de tehnologii cu durata de utilizare redusă sau cu funcţionare la vârf

Factor de încărcare 15-24% (euro/ MWh net)

ANUL 2020 2030 Cost unitar al tonei de CO2 20 euro/tCO2 40 euro/tCO2

1. Grup de 1,5 MW eolian 112,8 102,1 Centrală hidro, vârf şi semivârf *) 100,7 100,7 Grup 200 MW turbină cu gaze cu circuit deschis *) 139,9 145,20 Centrală solară fotovoltaică 335,5 210,6

*) Centrale cu funcţionare în zona de vârf şi semivârf a curbei de sarcină electrice. Nota: 1. În conformitate cu Legea nr. 220/2010 de promovare a surselor regenerabile de energie (SRE), pentru producerea de energie electrică în grupuri/centrale electrice noi, cu punere în funcţiune până la sfârşitul anului 2016, pentru următorii 15 ani de funcţionare se va acorda un anumit număr de certificate verzi (CV) în funcţie de tipul SRE utilizat, astfel: - centrale hidro cu puteri ≤ 10 MW: 3CV/MWh; - energia eoliană: 2 CV/MWh până în 2017 şi 1 CV/MWh din 2018; - biomasă: 3 CV/MWh; - energia solară: 6 CV/MWh. 2. Pentru perioada 2008-2025 valoarea de tranzacţionare a certificatelor verzi se încadrează între 27-55 euro/certificat.


222

Figura nr. A.11.1. Variaţia costului unitar actualizat al energiei electrice în funcţie de durata de funcţionare a grupului în anul 2020

0

100

200

300

400

500

600

700

10 17,1 20 20,5 22,8 23,4 30 40 50 60 70 80 90

Costul unitar actualizatEuro / MWh net

Factorul de incarcare - % -

Gr. 330 MW, gr. 6 Rovinari, reabilitat Gr. 3,4, 700 MW CNE Cernavoda

Gr. 500 MW, lignit pulverizat, fara CCS Gr. 800 MW, gaze naturale, ciclu combinat, fara CCS

Gr. 330 MW, gr. 6 Turceni, reabilitat cu CCS Gr. 800 MW, huila import, fara CCS

Gr.de 30 MW, ciclu cu abur, pe biomasa Gr. de 1,5 MW eolian

Centrala hidro, virf si semivirf Grup 200 MW TG circuit deschis

Centrala solara fotovoltaica


223

Figura nr. A.11.2. Variaţia costului unitar actualizat al energiei electrice în funcţie de durata de funcţionare a grupului în anul 2030

0

50

100

150

200

250

300

350

400

10 17,1 2 0 20 ,5 2 2,8 23 ,4 30 40 50 60 70 80 90

Co stu l un itar actu aliz at

Euro / M Wh n et

Facto rul de incarcare - % -

Gr.1100 MW nuclea r Gr. 500 MW, lig nit pul ver iza t, cu CCSGr. 800 MW, hui la im port, cu CCSGr. 800 MW, ga z. nat ., ciclu combinat , cu CCSGr.de 30 MW, ciclu cu abur, pe biom asa Gr. de 1,5 MW eol ianCentra la hidro, virf si sem ivir f Grup 200 MW TG circuit deschis


224

Ipoteze: rata de actualizare 8%; costul CO2 de 40 euro/t inclus;

preţul minim pentru combustibili

În cadrul ipotezelor adoptate, rezultatele obţinute pun în evidenţă următoarele concluzii:

Perioada până în anul 2020

reabilitarea unor grupuri existente de 330 MW pe lignit (fără CCS) este cea mai eficientă soluţie;

instalarea grupului 3 sau 4 în centrala nucleară de la Cernavodă conduce la o valoare a costului unitar actualizat mai mică decât pentru instalarea de grupuri noi pe combustibili fosili;

dintre grupurile pe combustibili fosili, grupul nou pe lignit cu parametrii supracritici (fără CCS) este cel mai eficient în ambele scenarii de evoluţie a preţului lignitului şi pentru cele două valori considerate pentru tranzacţionarea tonei de CO2 (20 şi 40 euro/tonă);

grupul cu abur pe biomasă este cea mai dezavantajoasă soluţie din punctul de vedere al costului unitar actualizat faţă de toate celelalte opţiuni analizate, pentru costurile de realizare evaluate în prezent pentru acest tip de grup;

realizarea de centrale hidroelectrice cu specific de vârf şi semivârf este cea mai eficientă soluţie de producere a energiei electrice în instalaţii ce utilizează surse regenerabile de energie (SRE), iar centrala solară fotovoltaică este cea mai puțin economică.

Perioada 2021-2030

realizarea unui grup nuclear într-o centrală nouă este mai eficientă decât realizarea unui grup nou pe combustibili fosili cu CCS în ambele ipoteze de evoluţie a preţului lignitului şi pentru cele două nivele considerate pentru costul tonei de CO2 (40 şi 60 euro/tonă), similar cu anul 2020;

grupul cu ciclu combinat cu turbină cu gaze (CCGT), pe gaze naturale are valori mai mici ale costului unitar actualizat decât grupurile cu CCS pe lignit sau pe huilă din import, cu excepţia cazului cu preţ minim al lignitului, când devin practic egale;

grupul cu abur pe biomasă rămâne soluţia cea mai scumpă, ca în anul 2020, cu toate că s-a avut în vedere o reducere a investiţiei cu circa 17% în anul 2030 faţă de anul 2020;


225

pentru zona de vârf a curbei de sarcină se menţine aceeaşi ordine de economicitate a grupurilor cu caracter de vârf ca în anul 2020: centralele hidro-electrice sunt mai eficiente, urmate de centralele electrice eoliene şi de turbinele cu gaze cu circuit deschis, iar centrala solară fotovoltaică rămâne cea mai neeconomică, chiar dacă s-a avut în vedere o reducere a investiţiei de circa 40%.


226

Anexa nr. 12

Planul naţional de investiţii

Tabelul nr. A.12.1. Planul de investiţii


227

Anexa nr. 13 Contribuţia fiecărui sector al economiei

privind aportul RES la consumul final de energie

Tabelul nr. A.13.1. Tabel de calcul pentru contribuţia fiecărui sector privind energia din surse regenerabile la consumul final de energie (ktep)

Sursa: Planul Naţional pentru RES, 2010.


228

Anexa nr. 14

Relaţia dintre creşterea produsului intern brut şi consumul total de energie primară,

respectiv energie electrică, pentru unele ţări europene

În cele de mai jos, elasticitatea simplă a legăturii dintre două mărimi este considerată ca fiind raportul dintre ritmurile de creştere anuală a celor două mărimi şi arată interdependenţa lor pe perioade date de timp.

Pentru Europa, Uniunea Europeană precum şi pentru unele ţări europene se prezintă în continuare elasticităţile dintre ritmurile de creştere anuală a consumului total de energie primară (rTPEC), respectiv energie electrică (rEE), şi ritmul de creştere anuală a produsului intern brut (rPIB).

Valorile sunt realizate în perioadele 1980-1990-2008. După declanşarea crizei economice la finele anului 2008, datele fiind perturbate, sunt mai puţin relevante spre a fi luate în considerare la estimări pentru viitor.

Tabelul nr. A.14.1. Elasticitatea energiei primare – e1 şi a energiei electrice – e2 faţă de PIB pentru Europa şi Uniunea Europeană, în perioada 1980-2008

Perioada e1 e2 rPIB (%)

Europa 1980-2008 0,309 - 2,3 Uniunea Europeană 1990-2008 0,355 0,69 2,1

e1 = rTPEC / rPIB; e2 = rEE / rPIB Sursa: Date prelucrate din IEA – World Energy Outlook – 2010. Tabelul nr. A.14.2. Elasticitatea energiei primare – e1 şi a energiei electrice – e2 faţă de PIB

pentru unele ţări europene, în perioada 2004-2007

Perioada 2004-2007 e1 e2 rPIB (%)

Austria 0,19 0,31 3,16 Franța -0,185* 0,166 2,12 Germania -0,27 0,67 2,16 Olanda 0,41 0,55 3,08 Polonia 0,32 0,184 5,52 Spania 0,42 0,756 3,73 Marea Britanie -1,69 0,202 2,57 România 0,27 0,35 6,12 Portugalia 0,59 0,64 1,40 Italia 0,133 1,22 1,43

*) Valorile negative pentru e1 reprezintă o creştere economică alături de reducerea consumului total intern de energie primară. Sursa: Date prelucrate din EUROSTAT – Brochure EU Energy and Transport figures 2010.


229

Din datele prezentate mai sus se observă că o serie de ţări dezvoltate au realizat creşteri ale PIB cu scăderea consumului de energie primară prin măsuri structurale și de eficiență energetică.

De asemenea, în toate cazurile, ritmul de creştere al energiei electrice este mai mare decât cel al creşterii energiei primare. Aceasta arată că utilizarea energiei electrice este una dintre căile de creştere a eficienţei energetice şi a productivităţii.

România a înregistrat în anii 2006-2007 creşteri ale PIB de circa două ori mai mari în comparaţie cu unele ţări europene dezvoltate, în principal datorită unor ani agricoli foarte buni şi a acţiunilor pregătitoare pentru intrarea în Uniunea Europeană. Ritmuri de creştere a PIB de 6-7% nu vor mai putea fi atinse de România în perioada până în 2020. Având în vedere şi faptul că intensitatea energetică a României este mult sub media europeană, este de aşteptat ca în perioada până în 2020 valoarea elasticităţilor simple, a legăturii dintre consumul de energie electrică şi PIB realizate de România (prezentate în tabelul nr. A.14.1) să fie aproape duble.


230

BIBLIOGRAFIE

[1] Leca, A., Muşatescu, V., Strategii şi politici energie-mediu în România, Editura AGIR,

Bucureşti, 2010. [2] Leca, A., Muşatescu, V. (coordonatori), Managementul energiei, Academia de Ştiințe

Tehnice din România, Editura AGIR, Bucureşti, 2008. [3] Vlăsceanu, Silvia, Efectele concurenţei asupra liberalizării pieţei de energie într-o economie

în tranziţie, Teză de doctorat, Universitatea „Politehnica” Bucureşti, 2012. [4] Vlădescu, A., Binig A.V., „Priorităţi pentru strategia energetică a României”, Lucrarea S1.1.

FOREN 2012.

[5] ***, Comunicarea Comisiei către Parlamentul European, Consiliu, Comitetul Economic şi Social şi Comitetul Regiunilor, Perspectiva Energetică 2050, COM (2011) 885 final.

[6] „Cartea Verde – O strategie europeană pentru energie durabilă, competitivă şi sigură”. Comisia Europeana, 2006.

[7] Commission of the European Communities, Green Paper – Towards a European strategy for the security of energy supply, European Communities, COM (2000) 769 final, Brussels, 2000.

[8] Commission of the European Communities, Green Paper – An European strategy for sustainable, competitive and secure energy. European Communities, COM (2006) 105 final, Brussels, 2006.

[9] ***, O politică în domeniul energiei pentru Europa, Comunicarea Comisiei către Consiliul European şi Parlamentul European din 10 ianuarie 2007, COM(2007)1 final.

[10] Directiva 2009/28/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23 aprilie 2009 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, amendând şi, în consecinţă, abrogând Directivele 2001/77/CE şi 2003/30/CE.

[11] Directiva 2009/29/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23 aprilie 2009 amendând Directiva 2003/87/CE în vederea îmbunătăţirii şi extinderii schemei Comunităţii de tranzacţionare a certificatelor de emisii a gazelor cu efect de seră.

[12] Directiva 2009/31/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23 aprilie 2009 privind stocarea geologică a dioxidului de carbon, de modificare a Directivei 85/337/CEE a Consiliului, precum şi a Directivelor 2000/60/CE, 2001/80/CE, 2004/35/CE, 2006/12/CE, 2008/1/CE şi a Regulamentului (CE) nr. 1013/2006 ale Parlamentului European şi ale Consiliului.

[13] Decizia nr. 406/2009/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23 aprilie 2009 privind efortul statelor membre de a reduce emisiile de gaze cu efect de seră, astfel încât să respecte angajamentele Comunităţii de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră până în 2020.

[14] Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piaţa internă a energiei electrice şi de abrogare a Directivei 2003/54/CE.


231

[15] Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale şi de abrogare a Directivei 2003/55/CE.

[16] Regulamentul (CE) nr. 714/2009 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 iulie 2009 privind condiţiile de acces la reţea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică şi de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003.

[17] Regulamentul (CE) nr. 715/2009 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 iulie 2009 privind condiţiile de acces la reţelele pentru transportul gazelor naturale şi de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1775/2005.

[18] Regulamentul (CE) nr. 713/2009 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 iulie 2009 de instituire a Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei.

[19] Lohan, O., „Piaţa unică de energie electrică, garant al securităţii energetice în Europa”, FOREN 2012.

[20] Commission of the European Communities, A European strategic energy technology plan (SET-Plan). Towards a low carbon future, COM (2007) 723 final, Brussels, 22.11.2007.

[21] Comisia Comunităţilor Europene, Documentul de lucru al Comisiei-Consultare privind viitoarea Strategie „UE 2020”, COM (2009) 647 final, Bruxelles, 24.11.2009.

[22] European Commission, Communication from the Commission, Europe 2020 – A strategy for smart, sustainable and inclusive growth. COM (2010) 2020, Brussels, 3.3.2010.

[23] Comunicarea Comisiei către Parlamentul European, Consiliu, Comitetul Economic şi Social European şi Comitetul Regiunilor, Planul 2011 pentru eficienţă energetică, COM (2011) 109 final, Bruxelles, 8.3.2011.

[24] Directiva 2010/31/UE a Parlamentului European şi a Consiliului din 19 mai 2010 privind performanţa energetică a clădirilor, publicată în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene, p. L 153/13-L 153/35, 18.6.2010.

[25] Propunere de Directivă a Parlamentului European şi a Consiliului privind eficienţa energetică şi de abrogare a Directivelor 2004/8/CE şi 2006/32/CE. COM (2011) 370 final, Bruxelles, 22.6.2011.

[26] Yoda, S. “TRILEMMA: Three major problems threatening world survival”, Central Research Institute of Electric Power Industry, Tokyo, 1995.

[27] World Energy Council – Policies for the future: 2010 Assessment of countries energy and climate policies.

[28] ***, “Trend Compendium 2030”, Roland Berger Strategy Consultants, 2011. www.rolandberger.com

[29] ***, Romania’s Greenhouse Gas Inventory 1989-2007, National Inventory Report, Ministry of Environment Protection Agency, March 2009

[30] Leca, A., Muşatescu, V., Paraschiv, D.M., Voicu-Dorobanţu, R., Marinoiu, A.M., Impactul implementării pachetului energie-schimbări climatice asupra economiei româneşti. Studiul nr. 5, Institutul European din România, 2009

[31] http://ec.europa.eu/public_opinion/archives/ebs/ebs_300_full_en.pdf


232

[32] ***, Energy Infrastructure – priorities for 2020 and beyond, EU Directorate General for Energy, 2011.

[33] ***, Proiecţia principalilor indicatori macroeconomici până în anul 2020, Comisia Naţională de Prognoză, iunie 2009.

[34] Business Energy Reports – Energy Efficiency & Demand Response Report, August 2010. [35] ***, IPPC. Climate Change 2007, Mitigation of Climate Change. The Fourth Assessment

Report of the Intergovernmental Panel of Climate Change, UN. [36] ***, IPPC. Climate Change 2007, Mitigation of Climate Change. Contribution of Working

Group III to the Fourth Assessment Report of the Intergovernmental Panel of Climate Change. Cambridge. Cambridge University Press, 2007.

[37] Ürge-Vorsatz, Diana, Metz, B., „Energy efficiency: how far does it get us in controlling climate change?”, Springer Science, Business Media B.V., 2009.

[38] European Commission, Green paper on Energy Efficiency: Doing more with less. Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2005.

[39] Communication from the Commission. Energy Efficiency: delivering the 20% target, COM (2008) 772 final, Brissels, 13.11.2008.

[40] Communication from the Commission to the Council and the European Parliament. On the first assessment of national energy efficiency action plans as requested by Directive 2006/32/EC on energy end-use efficiency and energy services, Moving forward together on energy efficiency. COOM (2008) 11 final, 23.01.2008.

[41] Săndulescu, A., „The consequences and challenges of the EU 20-20-20 targets for Romania”, Seminarul Nuclear energy and the environment. Energy resources for the future: the Belgian and Romanian perspectives, 8.07.2009.

[42] Ministerul Economiei – Primul Plan Naţional de Acţiune în Domeniul Eficienţei Energetice (2007-2020).

[43] ***, Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020, HG nr. 1069/2007, publicată în Monitorul Oficial nr. 781 din 19.11.2007.

[44] http://www.mie.ro/_documente/lucrari_publice/reabilitare_termica/ [45] Leca, A. (coordonator), Principiile managementului energetic, Editura Tehnică, București,

1997. [46] Fediuc, L., „European Union’s climate change policy and the investment opportunities in

România”, 2009. [47] www.odyssee-indicators.org/database [48] www.muredatabase.org [49] Comunicarea Comisiei Europene către Parlamentul European, O Europă eficientă din punctul

de vedere al utilizării resurselor, 2011. [50] Dobrin, M., Petri, V., „Plan de acţiune pentru implementarea conceptului strategic de

dezvoltare durabilă pe termen mediu şi lung a sectorului energetic din România”, Lucrarea S1.3, FOREN 2012, Neptun, România.

[51] Deloitte – Investing în Clean Energy. A Survey Among European Investment Funds, May 2012.

[52] *** Bulgarian Energy Strategy by 2020. November 2008. [53] International Energy Agency – Energy Statistics. Countries balances.

http://www.iea.org/countries/ [54] DEFRA-UK Energy Efficiency Action Plan 2007,

http://ec.europa.eu/energy/demand/legislation/doc/neeap/uk_en.pdf [55] Planul Naţional de Acţiune pentru Surse Regenerabile, 2010 [56] Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020,


233

[57] ANRE – Raport anual către Comisia Europeană al Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), 31 iulie 2008.

[58] Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020, actualizată pentru perioada 2011-2020, varianta 20 august 2011, MECMA, www.minind.ro

[59] Proiecţia principalilor indicatori macroeconomici pentru anul 2012, CNP, martie 2012

[60] Prognoza echilibrului energetic 2012-2020, CNP, iunie 2012

[61] The Role of Electricity, EURELECTRIC, 2007

[62] Energy Technology Perspectives, IEA, 2008

[63] Technology Map of the European Strategic Energy Technology Plan (SET PLAN), Part I Technology Descriptions, EU-JRC-SETIS Work Group,

[64] www.jrc.ec.europa.eu

[65] ***, Elemente pentru evaluarea Aplicaţiei trimise de România în conformitate cu Articolul 10c(6) al Directivei 2003/87/CE, Revizia 4/22.06.2012, MECMA. www.minind.ro

[66] ***, Elemente de strategie energetică pentru perioada 2011-2035. Direcţii şi obiective strategice în sectorul energiei electrice. Draft 1, MECMA 2011, www.minind.ro.

[67] Popescu, Elena, „Cercetări din programul de doctorat”, Universitatea „Politehnica” Bucureşti, 2012.

[68] ***, “SWOT analysis of nuclear energy. Competitiveness of nuclear energy”. ENEF Working Group Opportunities-Subgroup on Competitiveness of Nuclear Power, European Commission, European Nuclear Energy Forum, Bratislava-Prague, May 2010.

[69] ***, “SWOT Part 2. Preliminary Report Opportunities and Threats”, WG Opportunities, SubWG Competitiveness (Draft), European Commission, ENEF, 9th of May 2011.

[70] Muşatescu, V., Politici investiţionale în domeniul energiei, Editura Tribuna Economică, Bucureşti, 2003.

[71] AIE – OECD, World Energy Outlook – 2009 Edition.

[72] Săndulescu, A., Contribuţii privind dezvoltarea pieţei concurenţiale de energie electric, teză de doctorat, Universitatea Politehnică din București, 2012 (coordonator prof. Aureliu Leca)

[73] ISPE – Propunere de strategie a sectorului energiei electrice, 2011.

[74] ANRE – Raport de monitorizare a sistemului de promovare a E-SRE în anul 2011.

[75] Gullì, F., Markets for Carbon and Power Pricing în Europe – Theoretical Issues and Empirical Analyses, MPG Books Ltd, Bodmin, Cornwall, 2008.

[76] UNDP – Improving Energy Efficiency in Low-Income Households and Communities in Romania. Project, 2012.

[77] ANRE – Codul Comercial al Pieţei Angro de Energie, aprobat prin Ordinul nr. 25/2004.

[78] Mânecuţă, M., “Renewables Regulation. Case Study: Romania”, lucrare prezentată la Romanian Wind Energy Forum, Constanța, 5-7 septembrie 2012.

[79] ***, Recensământul populaţiei şi locuinţelor din 2002, www.ins.ro.


234

[80] ANRSC, Starea serviciului de alimentare cu energie termică. Anul 2011. Anexa 2 ET.

[81] Ministerul Muncii, Familiei şi Protecţiei Sociale, „Măsuri de protecţie a populaţiei cu venituri reduse în perioada sezonului rece”, Raport pentru perioada 1997-2011.

[82] ***, Romanian Energy Program, Phase 3 (REP3), Final Report for the Government of România, USAID-IRG, August 2007.

[83] Camera Franceză de Comerţ şi Industrie din România, Ambasada Franţei la Bucureşti, “Energia – O şansă pentru România. Cartea albă”, CCIFER, Bucureşti, 2011.

[84] Stern, N., The economics of climate change, Cambridge University Press, October 2006.

[85] ***, “Cogeneration and district heating. Best practices for municipalities”, Energy Charter Secretariat, Brussels, 2005.

[86] ***, “Lights out? The outlook for energy in Eastern Europe and in the Former Soviet Union”, The World Bank, Washington, 2010.

[87] ***, „Science and Engineering Indicators 2010”, National Science Board, SUA, Arlington, 2010.

[88] ***, „Strategia naţională de cercetare, dezvoltare, inovare 2007-2013”, HG/2007.

[89] ***, QS World University Ranking, Second Edition, 2012.

[90] ***, „Prioritizarea politicilor Uniunii Europene prin prisma avantajelor produse de acestea pentru România, în perspectiva participării la negocierile desfăşurate în cadrul procesului de revizuire a bugetului comunitar”, Centrul Român de Politici Economice-CEROPE, 2012.

[91] ***, “2011 Tehnology Map of the European Strategic Technology Plan (SET-Plan). Technology Descriptions”, SET-Plan Information System (SETIS), European Commission, Luxembourg, 2011.

[92]***, „GETICA CCS. Pionierat românesc pentru captarea emisiilor de CO2”, Energie, anul 1, 2011, pp. 46-48.

[93] ***, “ALFRED Project. Investing in an innovative technology for electricity production”. Institute for Nuclear Research Piteşti, FOREN 2012, Neptun, 17-21 June 2012.

[94]***, „Avizul Comitetului Economic şi Social European privind sărăcia energetică în contextul liberalizării şi al crizei economice (aviz exploratoriu)”, 2011/C 44/09, Jurnalul Oficial al Uniunii Europene, 11.2.2011.

[95] HG nr. 363/2010 privind aprobarea standardelor de cost pentru obiective de investiţii finanţate din fonduri publice, Monitorul Oficial nr. 210 din 25.03. 2011.


REZUMAT


236


237

IMPACTUL INVESTIŢIILOR DIN DOMENIUL ENERGETIC

ASUPRA CREŞTERII ECONOMICE

SUMAR EXECUTIV

Prezentul studiu – care totalizează 11 capitole și 14 anexe – reprezintă răspunsul autorilor la o provocare lansată de Comisia Naţională de Prognoză privind evaluarea impactului investiţiilor necesare modernizării sectorului românesc al energiei asupra dezvoltării economiei ţării. Importanţa dezvoltării unui sector energetic sigur, sustenabil şi competitiv pe piaţa internă europeană nu mai trebuie subliniată, este deja un truism. De aceea, aprecierea cât mai realistă a limitărilor fizice şi financiare ale sectorului este esenţială, cu atât mai mult în actualul context al unui număr din ce în ce mai mare de provocări pe care le înfruntă acest sector (de multe ori neglijat sau folosit necorespunzător de factorii decizionali) atât din partea efectelor crizei economice şi financiare prelungite, cât şi a celor ce decurg din angajamentele politice luate la nivelul Uniunii Europene, generate de pachetele legislative specifice.

Acoperirea necesităţilor investiţionale depinde de aceste limitări, dar şi de faptul că generarea de capital la nivelul întregii economii trebuie împărţită tuturor sectoarelor. Dar fără energie nu există dezvoltare economică, iar aceasta trebuie realizată și utilizată în mod sustenabil. În consecinţă, este esenţial nu numai să apreciem cât mai exact ce investiţii se cer a fi făcute în acest sector strategic, ci şi cum, în ce tehnologii, respectiv ce surse primare trebuie dezvoltate.

Având în vedere faptul că unul dintre pilonii de bază ai politicii economice al UE, inclus şi în Strategia Europa 2020, îl reprezintă utilizarea eficientă a resurselor şi creşterea securităţii energetice a UE, evaluarea perspectivelor pentru economia românească devine de stringentă actualitate. Prin Strategia Europa 2020 au fost asumate două direcţii principale de acţiune în domeniul dezvoltării durabile a sectorului energetic: creşterea ponderii energiei din surse regenerabile şi îmbunătăţirea eficienţei energetice, ambele cu consecințe asupra emisiilor de gaze cu efect de seră.

Îndeplinirea obiectivelor presupune un efort investiţional de modernizare ridicat, deoarece se urmăreşte o dezvoltare fără carbon sau, cel puţin, cu carbon redus, deci se apelează la tehnologii mai puţin convenţionale. De aceea, studiul încearcă să ofere, pe de o parte, o evaluare macroeconomică a investiţiilor necesare sectorului energetic, iar, pe de altă parte, măsura în care această destinaţie oferă premise pentru o creştere sustenabilă. Aici, problema se


238

deplasează atât asupra tendinţei de epuizare a surselor primare, cât şi asupra limitărilor autoimpuse (angajamente ferme ale României la nivelul Uniunii Europene) privind impactul asupra mediului, în mod special emisiile de gaze cu efect de seră. Prezentul studiu analizează cele două tendinţe şi sugerează modalităţi de abordare care ar trebui luate în considerare de decidenţi în viitoarele strategii ale sectorului.

Subliniind importanţa eficienţei energetice, studiul evaluează posibilităţile de creştere a acesteia prin modernizare structurală şi investiţii în producţia de bunuri şi servicii, astfel încât prognoza echilibrului bugetar, dar şi a utilizării PIB, să fie mai bine realizată. În plus, se concentrează pe următoarele elemente esenţiale ale sectorului:

a) identificarea posibilităţilor de modificare, pe termen lung, a structurii producţiei de purtători de energie primară;

b) studierea tendinţelor şi modalităţilor pentru reducerea consumului de energie şi utilizarea eficientă a energiei pe întregul lanţ de transformări;

c) impactul creşterii ponderii energiei din surse regenerabile asupra preţului energiei;

d) impactul creşterii preţului la energie asupra inflaţiei şi asupra dinamicii consumului final;

e) impactul creşterii dependenţei economiei româneşti de import al purtătorilor de energie primară şi măsuri de atenuare a acestui fenomen.

Un astfel de studiu se consideră necesar şi din perspectiva colaborării la rularea modelului PRIMES în cadrul Comisiei Europene, unde Comisia Naţională de Prognoză oferă baza de date pentru evaluările privind economia românească. Studiul propune, totodată, evaluări bazate pe utilizarea unor modele dezvoltate de autori.

Comisia Europeană consideră că noua strategie energetică europeană se va implementa, în principal, prin trei vectori legislativi şi de management ai sectorului:

a) tehnologic, prin Planul European Strategic pentru Energie şi Tehnologii (aşa-numitul SET Plan);

b) reformarea pieţei interne de energie – electricitate şi gaze – prin cel de-al Treilea Pachet Legislativ al Pieței Interne şi

c) o nouă relaţie energie – mediu, prin Pachetul legislativ Energie – Schimbări Climatice.

Tot cei trei vectori impun o serie de provocări pentru sectoarele energetice ale statelor membre, solicitând o serie de acţiuni urgente conţinute în diversele planuri de acţiune. Situaţia economică a Uniunii afectată de criză ridică probleme


239

suplimentare, ceea ce a obligat Comisia Europeană la regândirea strategiei energetice pentru deceniul 2011-2020.

Componentele cheie ale acestei strategii energetice sunt reprezentate de: exploatarea potenţialului de economisire a energiei; promovarea inovării pentru tehnologii cu carbon redus; crearea unei pieţe interne funcţionale; reţele energetice sigure şi sustenabile; cooperare mai bună în cadrul UE, precum şi stabilirea unui plan mai

coerent şi efectiv, la nivel comunitar, în domeniul politicii externe energetice a UE.

Conform strategiei, efectele crizei economice nu trebuie să diminueze determinarea Europei de a-şi atinge obiectivele, precum îmbunătăţirea durabilităţii consumului de energie, reducerea cererii de energie şi a emisiilor generate pe unitatea de energie produsă.

În comparaţie cu Planurile de Acţiune anterioare, viitorul Plan de Acţiune pentru această strategie va pune un accent mai mare pe investiţii pentru care sunt necesare sute de miliarde de euro, investiţii în tehnologii noi, infrastructură, îmbunătăţirea eficienţei energetice, tehnologii energetice cu carbon redus şi în pregătirea profesională a populaţiei pentru decarbonizarea economică. În condiţiile în care criza economică face ca finanţarea investiţiilor să fie tot mai dificilă, este necesar ca acestea să fie orientate cât mai bine. Securitatea energetică a UE va depinde de noi interconectări, atât în interiorul UE cât şi în afară, de practicile de economisire a energiei şi tehnologii, precum şi de realizarea reţelelor de transport inteligente şi a tehnologiilor de măsurare.

În condiţiile actuale de globalizare, beneficiile economice şi sociale în atingerea obiectivelor 2020 se consideră că vor fi semnificative. Acestea pot rezulta la nivelul Uniunii Europene în 60 de miliarde de euro reducere de cheltuieli cu importurile de gaze naturale şi petrol până în 2020, acest lucru însemnând nu numai economii financiare, dar şi un pas esenţial în asigurarea securităţii energetice. Continuarea integrării pieţei europene prin aplicarea prevederilor Celui de-al Treilea Pachet Legislativ poate conduce la o creştere de 0,6-0,8% a PIB la nivelul Uniunii. Atingerea obiectivelor UE privind energiile regenerabile poate conduce la crearea de mai mult de 600.000 de locuri de muncă în UE. Adăugând obiectivul de 20% în eficienţa energetică, se creează încă cel puţin un milion de noi locuri de muncă.

România se va integra inevitabil în aceste eforturi dar, din nefericire – din cauza întârzierii în înlocuirea unor echipamente cu durată de viaţă depăşită şi uzate moral – va întâmpina dificultăţi suplimentare în atingerea obiectivelor propuse.


240

De aceea, studiul va analiza magnitudinea investiţiilor necesare sectorului electroenergetic românesc până în 2020, făcându-se o analiză economică a influențelor pe care aceste investiți le vor avea asupra economiei românești în eforturile ei de atingere a obiectivelor europene.

Aşa cum se prefigurează situaţia la acest moment, investiţiile sectorului se vor concentra în:

- înlocuirea unor instalaţii a căror durată de funcţionare a depăşit durata normată de viaţă;

- modernizarea instalaţiilor pentru îndeplinirea condiţiilor de mediu; - penetrarea noilor tehnologii, în mod special a tehnologiilor de energie

regenerabilă; - îndeplinirea obiectivelor autoimpuse şi, legat de aceasta, accelerarea

dezvoltării tehnologiilor cu carbon scăzut; - extinderea internă şi integrarea în reţelele inteligente europene (smart

grids) şi în piaţa internă europeană de energie; - asimilarea şi extinderea captării şi stocării carbonului din gazele de

ardere ale centralelor electrice folosind combustibili fosili; - diversificarea surselor de import ale gazelor naturale (fie prin proiecte

de magistrale regionale tip Nabucco, fie printr-un terminal de gaze lichefiate – de exemplu, proiectul AGRI, depinzând de decizia politică şi de cea economică).

În acest context, prezentul studiu a încercat să răspundă la o serie de întrebări legate de aceste priorităţi:

- Care este magnitudinea investiţiilor necesare sectorului pentru a se atinge obiectivele definite prin cei trei vectori?

- Ce efecte globale vor avea aceste investiţii din sectorul energetic asupra diverselor ramuri ale economiei româneşti şi chiar ale vieţii sociale? Este evident că aceste investiţii vor influenţa agricultura (în primul rând, prin necesarul de biomasă), sectorul rezidenţial (prin obiectivele de conservare a energiei), urbanismul (prin integrarea surselor regenerabile, extinderea producerii descentra-lizate de energie şi prin extinderea reţelelor inteligente), industria (prin necesitatea asimilării de echipamente şi tehnologii specifice) etc., agregat asupra PIB-ului.

- Efectul creşterii preţurilor purtătorilor de energie se va simţi direct asupra economiei şi societăţii româneşti şi a competitivităţii ţării, în primul rând la nivelul pieţei interne europene.

- Surplusul de energie – şi, în mod special, cea verde – va putea fi tranzacţionat prin instrumente specifice cu impact direct asupra poziţiei României în comerţul exterior din regiune. Cum se prefigurează această poziţie?

- Există premise ca această dezvoltare să fie sustenabilă sau nu?


241

Studiul evaluează posibilităţile de creştere a eficienţei energetice şi apreciază nivelul investiţiilor în producţia de bunuri şi servicii pentru atingerea ţintei de reducere a consumului final de energie cu 20%, ţintă impusă de pachetul legislativ energie-schimbări climatice al Uniunii Europene, astfel încât prognoza echilibrului bugetar, dar şi a utilizării PIB să fie mai bine realizată.

Totodată, studiul are drept scop să genereze şi să asigure noi date necesare pentru analiza macroeconomică la nivelul beneficiarului: Comisia Naţională de Prognoză.

În acest scop, analizele propuse se vor baza pe cele mai recente studii efectuate la nivelul UE şi în România, privind pachetele legislative adoptate la nivelul Uniunii, cât şi pe angajamentele luate de ţara noastră, de exemplu, Planurile de Acţiune pentru sursele regenerabile şi eficienţa energetică. Studiul mai analizează instrumentele de politică energetică şi propune modificarea acestora acolo unde autorii consideră că este necesar să fie schimbate în scopul rezolvării provocărilor identificate.

Resursele de energie primară. Studiul a analizat situația acestor resurse și a constatat că România dispune de resurse de energie primară fosile şi minerale diverse, dar reduse cantitativ: cărbune, ţiţei, gaze naturale, minereu de uraniu precum şi de un potenţial valorificabil de resurse regenerabile semnificativ.

Cărbunele. În urma analizei realizate rezultă că lignitul și huila extrase în România sunt de calitate inferioară și se pot utiliza numai în termocentrale echipate pentru aceste tipuri de combustibil şi situate cât mai aproape de zona de exploatare a cărbunelui.

Ţiţeiul. Rezervele de ţiţei exploatabile, cunoscute în prezent, din România, au un potenţial estimat în 2011 la circa 54 de milioane de tone, iar în condiţiile declinului producţiei interne, pot asigura continuitatea extracţiei pentru încă circa 15 ani. Rezervele sunt limitate în condiţiile în care nu se vor identifica noi zăcăminte cu potenţial important.

Gazele naturale. Rezervele de gaze naturale evaluate şi exploatabile în prezent sunt estimate la circa 109 miliarde m3 şi, în condiţiile declinului producţiei interne, asigură exploatarea pentru încă circa zece ani. Recent s-au anunţat descoperiri de noi rezerve potenţiale de gaze naturale în apele teritoriale ale Marii Negre şi în nord-vestul ţării. Evaluarea mărimii acestora precum şi a condiţiilor de exploatare pot aduce în viitorul apropiat modificări semnificative ale producţiei interne de gaze naturale. Înmagazinarea subterană a gazelor naturale din România se realizează în opt depozite, în zăcăminte de gaze depletate cu o capacitate totală de înmagazinare de patru miliarde m3 (se poate acoperi consumul pe perioada de iarnă pentru circa 45 de zile).


242

Uraniul. Din punctul de vedere al rezervelor de minereu de uraniu existente şi exploatabile, acestea pot asigura necesarul de consum pentru două unităţi la CNE Cernavodă pe durata de viaţă a acestora.

În consecință, acoperirea cererii de energie primară în România se va realiza prin creşterea utilizării resurselor regenerabile de energie şi prin importuri de energie primară – gaze, ţiţei, cărbune, combustibil nuclear. La nivelul orizontului analizat, România va rămâne dependentă de importurile de energie primară. Gradul de dependenţă va depinde de descoperirea de noi resurse interne exploatabile, de gradul de integrare a surselor regenerabile de energie şi de succesul măsurilor de creştere a eficienţei energetice.

Resursele energetice regenerabile. Potenţialul energetic teoretic al surselor regenerabile de energie de care dispune România este semnificativ. Potenţialul acestor surse care poate fi utilizat este mult mai mic, din cauza limitărilor naturale, tehnologiilor, eficienţei economice şi a restricţiilor de mediu. Potenţialul efectiv amenajabil eolian şi hidroenergetic este mult inferior celui tehnic amenajabil, din cauza restricţiilor de mediu (amplasamente cu interdicţie de utilizare sau cu costuri foarte mari de realizare). Potrivit ultimelor evaluări, potenţialul hidroenergetic tehnic amenajabil al României este de circa 32.000 GWh/an. La finele anului 2011 puterea instalată în centrale hidroelectrice era de 6.528 MW, energia pentru anul hidrologic mediu fiind evaluată la 17.500 GWh/an. Astfel, gradul de valorificare a potenţialului tehnic amenajabil este în prezent de circa 54%.

Cu excepţia centralelor hidroelectrice mari, costurile de producere a energiei electrice în unităţi ce utilizează surse regenerabile (eoliană, fotovoltaică, biomasă) sunt în prezent superioare celor aferente utilizării combustibilului fosil şi nuclear. În această situaţie se aplică scheme de sprijin pentru introducerea în piaţă a energiei electrice produse din aceste surse.

Analizând evoluţia producţiei interne de energie primară în perioada 2000-2010 rezultă următoarele concluzii:

Ponderea principală în producţia internă o au gazele naturale. Producţia de gaze naturale cunoaşte însă o scădere treptată din pricina declinului zăcămintelor; ponderea acesteia în total a scăzut de la 38,9% în anul 2000 la 31,7% în anul 2010;

Producţia de ţiţei a scăzut, de asemenea, într-un ritm mai accentuat, ajungând la o pondere în total de numai 15,3% în anul 2010, faţă de 21,8% în anul 2000. Astfel, ţiţeiul a devenit al treilea purtător de energie în producţia de energie din România, pe locul doi fiind cărbunele;

Producţia de cărbune a crescut atât în unităţi fizice, cât şi ca pondere în producţia totală; principala contribuţie a avut-o creşterea producţiei de lignit;


243

Combustibilii fosili (cărbune, ţiţei, gaze naturale) reprezintă o pondere majoritară (71,8% în anul 2010) în producţia de energie primară;

Lemnele de foc şi deşeurile agricole deţin o pondere importantă în producţia internă de energie. Acest lucru reliefează importanţa dezvoltării tehnologiilor moderne de obţinere şi utilizare a biomasei pentru producerea de energie (preponderent termică).

Pentru a satisface necesarul de consum, România a importat cantităţi relativ importante de energie.

Având în vedere costurile ridicate de valorificare a surselor regenerabile este puţin probabil că pe termen mediu creşterea consumului de energie primară şi scăderea producţiei interne să poată fi acoperite integral din surse regenerabile, ceea ce va conduce la creşterea importurilor de energie.

Dependenţa de importurile de energie primară a crescut continuu în perioada 2000-2008, de la circa 22% în anul 2000 la 27,2% în 2008, cu un maxim de 31,9% în 2007, anul premergător declanşării crizei economice. În anii 2009-2010 dependenţa de importuri a scăzut la circa 20%, prin scăderea activităţilor economice, ca urmare a recesiunii.

Utilizarea eficientă a energiei. Creşterea eficienţei energetice are o contribuţie majoră la realizarea siguranţei alimentării, dezvoltării durabile şi competitivităţii, la economisirea resurselor energetice primare şi la reducerea emisiilor gazelor cu efect de seră.

Indicatorul sintetic reprezentativ privind eficienţa de utilizare a energiei la nivel naţional este intensitatea energetică, respectiv consumul de energie pentru a produce o unitate de produs intern brut. În ultimii ani, din cauza modificărilor structurale ale economiei şi apariţiei unor noi unităţi economice eficiente din punct de vedere energetic, intensitatea energiei primare a înregistrat scăderi importante. Cu toate acestea, din compararea cu datele pe plan european se remarcă faptul că intensitatea energiei primare în România este încă mai mare cu 25% faţă de intensitatea medie a UE-27, cu toate că are o tendința de scădere în timp.

Evoluţia sectorului energiei primare în România. Având în vedere toate aceste condiții, studiul constată declinul producţiei unora dintre resursele primare cât şi rata de înlocuire a rezervelor exploatate. Se poate aprecia că pe termen mediu şi lung se vor întâlni următoarele tendinţe:

- cel mai probabil, producţia de lignit se va menţine la un nivel economic de circa 30 de mil. de tone fizice (5,3 mil. tep) pentru următoarele două-trei decade;


244

- în privinţa producţiei de huilă, aceasta se va reduce din motive economice cu circa 50% până în anul 2020, rămânând în funcţiune numai exploatările rentabile, care nu necesită subvenţii. UE permite continuarea subvenţiei pentru exploatarea huilei până în 2018, dar condiţionează acest fapt de aplicarea strictă a unui program de închidere a minelor care generează pierderi;

- în condiţiile actuale şi cu tehnologiile de azi, producţiile de ţiţei şi de gaze naturale se vor reduce în mod natural. Producţia de ţiţei va scădea constant cu 3-5% pe an, iar gradul de înlocuire a rezervelor exploatate e considerat a fi de doar 15-20%. În privinţa producţiei de gaze naturale din rezervele cunoscute şi exploatate astăzi, aceasta se reduce cu circa 4-6%, la un grad de înlocuire de circa 15-30%. Aici însă trebuie subliniată posibilitatea menţinerii la nivelele actuale până în anul 2018 şi chiar o creştere notabilă după această dată, datorită noilor rezerve descoperite recent în Marea Neagră şi în nord-vestul României, la care se pot adăuga gazele de şist;

- luând drept realizabile cele menţionate în programul de amenajare a potenţialului hidroenergetic adoptat de SC Hidroelectrica, amenajarea acestuia va atinge 59,37% în anul 2020, respectiv 62,77% în anul 2025;

- utilizarea surselor regenerative va urmări angajamentele României ca stat membru al UE transpuse prin Programul naţional de amenajare a energiilor regenerabile (PNAER);

- rezervele de uraniu permit funcţionarea celor două unităţi nucleare pe toată durata lor de funcţionare.

Se poate concluziona că importurile de energie vor atinge, probabil în anul 2020, 25-43% din consumul intern de energie şi respectiv 30-50% în anul 2025.

Structura sectorului de generare a energiei electrice. Studiul analizează structura capacităţilor de producere a energiei instalate în România, pe categorii de durate de funcţionare, situaţia prezentându-se astfel:

- 0,6% au o durată de funcţionare sub 10 ani; - 17% au o durată de funcţionare cuprinsă între 10 şi 20 ani; - 50,4% au o durată de funcţionare cuprinsă între 20 şi 30 ani; - 32% au o durată de funcţionare mai mare de 30 ani.

Se constată astfel o îmbătrânire accentuată a echipamentelor de producere de energie electrică la care se mai adaugă următoarele aspecte legate de actuala și, mai ales, viitoarea funcționare a sistemului energetic românesc:

problemele survin mai puțin de la capacitatea instalată şi de la rezerva pentru acoperirea vârfurilor de consum, cât de la rezerva necesară compensării impredictibilităţii producţiei eoliene;


245

sistemul energetic naţional este masiv, dar nu robust. Se deţine o capacitate de producere importantă, dar nu există suficientă fiabilitate şi flexibilitate.

În aceste condiţii, studiul constată – mai ales în legătură cu angajamentele de realizare a condiţiilor impuse de pachetul legislativ energie-schimbări climatice al Uniunii Europene – necesitatea realizării până în 2020 a unor importante investiții in sectorul de producere a energiei electrice. Necesarul de putere nouă care să fie instalată în sistemul energetic național în fiecare etapă de dezvoltare este determinată de:

- retragerea din exploatare a acelor unități existente care au atins durata normată de funcţionare;

- oprirea unor grupuri pentru retehnologizare; - creşterea consumului de energie şi putere electrică.

Evoluţia totalului capacităţilor instalate în prezent va fi în continuă scădere din cauza ieşirii din funcţiune a capacităţilor vechi şi neeconomice, la îndeplinirea duratei normate de exploatare a lor. Cu toate că la nivelul anului 2011 exista încă un excedent de capacitate netă disponibilă de circa 2.250 MW, energia acestor capacităţi nu este competitivă pe piaţa de energie electrică, fiind grupuri vechi, cu performanțe reduse şi depăşite tehnic şi economic. Aproximativ 80% din grupurile termoelectrice existente în prezent au fost instalate în perioada 1970-1980, aflându-se azi la limita duratei normate de exploatare, cu randamente de circa 30%. Aceste randamente reprezintă 65-70% din randamentele grupurilor moderne aflate în funcţiune în prezent în majoritatea ţărilor dezvoltate. De aceea, un program de retragere din funcţiune a grupurilor care până în anul 2020 au atins sau vor atinge durata normată de exploatare prezintă următoarele valori ale puterilor instalate de care nu se mai poate dispune: până în 2015, circa 3.890 MW, până în 2020 circa 2.620 MW, respectiv până în 2025, circa 2.545 MW. Ținându-se seama și de creșterea probabilă a consumului de energie electrică, după niște scenarii realiste, studiul concluzionează că există un necesar de capacitate care trebuie nou instalată pe etape, astfel: până în 2015, 910 MW, între 2016 și 2020, 4.500 MW și între 2021 și 2025, 4.130 MW.

Bazat pe aceste cifre, studiul a analizat necesarul probabil de investiții, ca și influența pe care realizarea acestor investiții le va avea asupra economiei românești. S-au constatat următoarele:

Este clar că acest sector este esenţial pentru dezvoltarea economico-socială a României, prin influenţele pe care le are şi necesarul mare al efortului financiar pentru ca acest sector să îndeplinească rolul său deosebit în angrenajul macroeconomic. De aceea, în studiu s-a plecat de la obiectivele pe care trebuie să le îndeplinească:


246

- realizarea securităţii de alimentare cu energie; - aprovizionarea cu energie la preţuri competitive şi reducerea aşa-numitei

„sărăcii energetice”; - protecţia mediului; - concordanţa cu politica energetică a UE.

Actualul context economic, geopolitic şi distribuţia resurselor energetice la nivel global nu permite o dezvoltare durabilă bazată exclusiv pe ordinea de merit în analize tip least cost. De aceea, s-a considerat că, în cazul României, trebuie avute în vedere în aceste analize şi condiţionări suplimentare, care contribuie la:

• diminuarea riscurilor; • securitatea în aprovizionare; • creşterea eficienţei energetice; • diminuarea impactului asupra mediului; • utilizarea cu prioritate a resurselor energetice fosile şi regenerabile de

care dispune România , dar cu tehnologii cu eficienţă ridicată.

Ca finalitate s-au urmărit:

Identificarea posibilităţilor de modificare, pe termen lung, a structurii producţiei de purtători de energie primară. În acest sens, este de remarcat că un mixt de purtători de energie primară cât mai diversificat este esenţial pentru realizarea unei securităţi energetice durabile, toţi combustibilii – mai ales în cazul României – trebuind a fi luaţi în considerare. Este totuşi de remarcat că tendinţele de depletare a rezervelor de hidrocarburi lichide şi gazoase trebuie înlocuite, fie prin extinderea folosirii surselor regenerabile, fie prin noi căi de import (mult discutatele proiecte Nabucco sau terminalul de LNG de la Constanţa), fie prin utilizarea gazelor din surse şi prin tehnologii neconvenţionale, fie prin combinarea acestora. Este însă greu să se facă o previziune asupra căilor care vor fi urmate, deoarece deciziile sunt politice, având în vedere multele implicaţii sociale, de mediu şi de politică externă pe care le incumbă. De aceea, studiul a analizat doar elementele economice, în mod special tendinţele privind preţul combustibililor. În acest sens, au rezultat următoarele:

- Lignitul rămâne cel mai ieftin combustibil (raportat la unitatea de energie conţinută) comparativ cu ceilalţi combustibili în perioada analizată. El are însă marele dezavantaj al puterii calorice mici şi al impactului major şi multiplu asupra mediului;

- Gazele naturale (mai ales componenta importată) se menţin drept cel mai scump combustibil, dar întrucât produc cel mai redus impact asupra mediului în comparaţie cu ceilalţi combustibili fosili reprezintă una dintre soluţiile viabile pentru dezvoltarea sustenabilă a economiei României;

- Creşterea cererii pe plan mondial face ca un combustibil de bază, şi anume cărbunele energetic, să aibă o dinamică de creştere a preţului mai mare ca


247

în trecut. De aceea, cărbunele energetic din import va costa între de două şi trei ori mai mult pe unitatea de energie decât lignitul indigen extras din unităţi rentabilizate şi cu productivitate mărită. Vestea bună este că acest combustibil îşi va micşora contribuţia în mixtul combustibilului aferent economiei româneşti;

- Eficienţa economică a utilizării acestor resurse se va diferenţia şi mai mult prin intrarea în funcţiune a mecanismului de achiziţionare integrală a certificatelor de emisii de CO2 pe bază de licitaţii, din 2013 (EU – ETS).

Studierea tendinţelor şi modalităţilor pentru reducerea consumului de energie şi utilizarea eficientă a energiei pe întregul lanţ de transformări. Una dintre cele trei ţinte ale pachetului legislativ „energie – schimbări climatice” o reprezintă reducerea inteligentă, cu 20% la nivelul întregii Uniuni Europene prin eficientizare energetică a consumului de energie faţă de situaţia business as usual. Acest lucru este impus şi de tendinţa de creştere a UE şi – implicit, şi a României – a dependenţei de importuri de purtători energetici şi de necesitatea reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră, deoarece eficienţa energetică şi conservarea energiei – prin răspunsul comportamental al consumatorului la provocările de mediu şi tendinţa de creştere a preţurilor – afectează în comun relaţia economiei cu mediul înconjurător. Studiul consideră că programele şi tehnologiile la nivel de cerere (demand response), ca şi măsurile de eficientizare a utilizării energiei, reprezintă împreună o soluţie viabilă în asigurarea unor noi opţiuni pentru consumatori în administrarea costurilor cu energia, asigurând furnizorilor noi opţiuni pentru o alimentare sigură cu energie la costuri rezonabile. Beneficiile unei asemenea abordări ar fi: o fiabilitate îmbunătăţită a sistemului, evitarea unor costuri, o eficienţă mai mare a pieţelor de energie, un management îmbunătăţit al surselor, un serviciu mai bun pentru consumator, creşterea competiţiei pe piaţă şi, evident, un impact negativ redus asupra mediului. În statele din UE şi din America de Nord, condiţiile crizei şi cele premergătoare acesteia au impulsionat dezvoltarea şi practicarea soluţiilor de folosire eficientă a energiei şi de demand response. Acestea au întâlnit noi provocări în condiţiile în care consumatorii şi-au schimbat poziţia devenind, în unele cazuri, producători şi de aceea utilităţile de electricitate au arătat un interes sporit în studierea şi implementarea programelor şi tehnologiilor de răspuns al cererii. În aceste condiţii, economia anuală de energie numai pentru energia electrică ar echivala la nivelul anului 2020 cu o valoare anuală de circa 985 de mil. de euro, care la o perioadă de recuperare de 6,5 ani ar duce la un necesar investiţional în eficienţa energetică de circa 6,4 miliarde de euro până în 2020.

Impactul creşterii ponderii energiei din surse regenerabile asupra preţului energiei. Având în vedere structura acoperirii cu surse regenerabile considerată în cadrul Planului Naţional de Acţiune în domeniul Regenerabilelor, (apreciind preţul suplimentar al certificatelor verzi) duce prețul la producător la circa 72 euro/MWh la nivelul anului 2020. Situaţia este încă destul de fluidă


248

întrucât numărul de certificate pentru fiecare MWh „verde” depinde de tipul tehnologiei de producere, iar „supracompensarea” încă mai poate fi invocată în unele cazuri. În plus, întrucât dezvoltările de proiecte pe surse regenerabile sunt majoritar private, neținând seama de studiile realizate anterior la nivelul UE şi constatând actualul „boom” eolian şi solar, este greu de apreciat cum vor fi modificate condiţiile de lucru ale pieţei certificatelor verzi. Oricum, studiul apreciază că cifra preţului la producător de 72 euro/MWh este plauzibilă. Date recente ale ANRE înaintează cifre ale creșterii preturilor energiei electrice ca urmare a utilizării surselor regenerabile cu 30% până în 2017, iar până în 2020 cu 23-24%. Explicaţia este faptul că după 2017 se acordă mai puţine certificate verzi pentru evitarea supracompensării. Un studiu si mai recent, provenind tot de la ANRE, oferă mai multe amănunte în legătură cu creșterea graduală a acestui preț. La valori actuale uzuale de 47-50 euro/MWh, rezultă pentru 2020 nivel de 67,80-70,80 euro/MWh, iar pentru 2018 și 2019, 68,48-71,46, respectiv 68,13-71,13 euro/MWh, cifre foarte apropiate de valoarea de 72 euro/MWh avansată anterior.

Impactul creşterii preţului la energie asupra inflaţiei şi asupra dinamicii consumului final. Întrucât nu se poate aprecia modul în care se realizează concesiunea diferitelor zăcăminte de hidrocarburi, ca şi deciziile politice privind realizarea suplimentării surselor prin exploatarea hidrocarburilor prin tehnologii neconvenţioanale, prezenta lucrare a studiat doar sectorul energiei electrice. Pentru acesta, s-au calculat – pe baza necesarului de putere instalată şi având în vedere retragerile din funcţiune a unor grupuri învechite – necesarul de investiţii la nivelul acestui sector. Se apreciază că necesarul de putere nouă ar duce la investiţii de circa 1.753 mil. euro între 2012 şi 2015, circa 7.084 mil. euro între 2016-2020, respectiv, circa 9.037 mil. euro între 2021 și 2025. Aceste valori importante vor avea, inevitabil, o influenţă asupra inflaţiei în intervalul 2012-2020. Studiul, pe baza unor ipoteze plauzibile privind schemele uzuale de finanţare a acestor investiţii, a analizat impactul lor asupra inflaţiei în acest interval. Trebuie remarcat că pentru a decela doar influenţa investiţiilor, nu s-au considerat aici şi creşterea așteptată a preţurilor combustibililor, analizată, ca tendinţă, separat. S-a ajuns la concluzia că pe întregul interval, aportul anual la IAPC (indicele armonizat al preţurilor la consumator) pe intervalul analizat variază între 0,25% şi 1,22%, cu o valoare anuală medie a investiţiilor, în ipoteza schemei de finanţare propuse, până la nivelul anului 2020 de 0,68% ca parte a valorii procentuale a acestuia.

Impactul creşterii dependenţei economiei româneşti de import a purtătorilor de energie primară şi măsuri de atenuare a acestui fenomen. În legătură cu această problemă, studiul apreciază următoarele:


249

- Având în vedere că în România balanţa energetică este dependentă de importurile de energie primară, iar eficienţa centralelor termoelectrice este scăzută, şi pentru a se evita riscul de creştere necontrolată a dependenţei de importul de surse primare se apreciază că trebuie considerată ca ţintă, menţinerea soldului export-import în limita valorilor actuale.

- Ca urmare a măsurilor de eficienţă energetică discutate, rata de creştere anuală a consumului de energie electrică este inferioară ratei de creştere a PIB, elasticitatea ritmului de creștere energie electrică/PIB fiind cuprinsă între 0,6 şi 0,7, având în vedere că dezvoltarea economică necesită creşterea productivităţii care se realizează în principal prin electrificare şi informatizare.

- Ritmul de creştere anuală a consumului de energie electrică este mai mare faţă de cel al energiei primare, ceea ce arată creşterea ponderii energiei electrice faţă de utilizarea directă a celorlalţi purtători de energie.

- Elasticitatea creşterii energie electrică/energie primară este în medie cuprinsă între 1,5-1,6, respectiv creşterea consumului de energie electrică va fi mai rapidă decât a energiei primare, garanţia creşterii eficienţei şi a intensităţii utilizării energiei.

- Pe fondul reducerii rezervelor de purtători primari de energie, analizele de optimizare a dezvoltării sectorului energiei trebuie să releve următoarele elemente prioritare ca soluţii pentru menţinerea dependenţei de import în limite acceptabile:

a) utilizarea cu prioritate a resurselor energetice din ţară – în special a celor fosile – cărbune şi hidrocarburi, dar în capacităţi de prelucrare cu tehnologii de înaltă eficienţă pentru a extinde durata lor de epuizare;

b) continuarea amenajării potenţialului hidroenergetic naţional atât pentru producerea energiei electrice, cât şi pentru utilizări complexe;

c) continuarea programului nuclear în condiţii de înaltă securitate; d) utilizarea surselor regenerabile de energie în capacităţi eficiente, fără a

afecta producţia agricolă destinată uzului uman şi animal domestic şi fără a afecta siguranţa sistemului electro-energetic (de centralele electrice eoliene);

e) diversificarea importurilor de energie primară (surse şi rute de transport) şi menţinerea dependenţei de aceste importuri la un nivel acceptabil (probabil 30-35%);

f) măsuri severe pentru protecţia mediului.

Totodată, studiul realizează o prognoză a structurii mixtului de purtători energetici primari, pe care, apoi, se bazează în analiza dezvoltării sectorului energiei electrice şi în aprecierea variaţiei în viitor a preţurilor acestor purtători. Concluzia clară în această privinţă este că preţurile vor creşte semnificativ, iar economia naţională va trebui să găsească soluţii de absorbţie a acestor şocuri.


250

Rolul programului energetic nuclear în cadrul acţiunilor de diminuare a tendinţei de accentuare a dependenţei de importuri a purtătorilor de energie. Studiul consideră că un program nuclear echilibrat şi sigur poate fi una dintre soluţiile viabile atât în reducerea dependenţei de importuri, cât şi în cea de diminuare a emisiilor de gaze cu efect de seră. Proiectele nucleare sunt investiţii pe termen lung, cu termen de realizare de circa 10-12 ani (din momentul luării deciziei până la punerea în funcțiune a obiectivului). Ca urmare a intensităţii ridicate de capital în faza de construcţie, a riscului politic şi de reglementare, alături de percepţia publicului privind securitatea nucleară, precum şi riscul întârzierilor în faza de construcţie, aceste proiecte se confruntă cu mari dificultăţi în finanţare. Cheia succesului constă în bancabilitatea proiectelor noi nucleare care se fundamentează pe mai mulţi factori precum: climatul politic, configuraţia pieţei de electricitate, securitatea energetică, reglementări în domeniul securităţii nucleare, politica de management a deşeurilor radioactive şi legislaţia în domeniul răspunderii civile în caz de accident nuclear. Toţi acești factori, alături de un climat legislativ prietenos pentru toate tehnologiile cu emisii reduse de carbon, pentru o competiţie reală între tehnologiile energetice, vor juca un rol determinant în următoarele decenii. Din toate aceste motive, studiul a luat în considerare apariţia grupurilor 3 şi 4 de la Cernavodă – şi efectele investiţiilor aferente – abia după borna temporală 2020.

Luând în considerare toate cele de mai sus, studiul încearcă să sugereze un set de politici energetice care ar ajuta sectorul energetic românesc să-şi îndeplinească rolul şi să se dezvolte în condiţiile impuse de cadrul legislativ european. Autorii studiului, alături de alţi specialişti în domeniu, consideră că România ar trebui să realizeze cât de curând o strategie energetică adaptată imperativelor momentului: criza economică şi financiară, competiţia proiectelor transfrontaliere de hidrocarburi, penetrarea energiilor regenerabile, stabilirea poziţiilor politice ferme în legătură cu noile descoperiri de hidrocarburi şi cu noile tehnologii neconvenţionale, repoziționări în penetrarea capitalului investiţional din ţări asiatice, perspective de cuplare a pieţelor de electricitate, transpunerea acquis-ului comunitar şi în special a celui de-al treilea Pachet Legislativ în domeniul Energiei, clarificarea acţiunilor din programul nuclear după incidentul Fukushima etc. Din nefericire, se întârzie luarea deciziilor care să permită un cadru care să răspundă acestor provocări şi, de aceea, dezvoltarea sustenabilă a sectorului energiei rămâne încă un deziderat îndepărtat. Necesităţile sunt mari, aşa cum se arată şi în cadrul studiului, dar nerezolvarea dezechilibrelor care se manifestă în prezent în dezvoltarea sectorului energetic naţional, dacă nu sunt rezolvate, se vor acutiza şi vor conduce la dezechilibre majore în economia naţională. De aceea, în cadrul unui întreg capitol, se prezintă o serie de propuneri de politici energetice care ar trebui aplicate imediat pentru remedierea acestei situaţii. Dintre ele, cele mai urgente se referă la accelerarea atragerii de finanțări


251

private străine şi autohtone, unele se referă la aspecte instituţionale şi administrative (înfiinţarea unui minister al energiei, realizarea unor strategii integrate energie-mediu), altele abordează programe specifice cum ar fi cel nuclear sau cel de eficienţă energetică (în mod special, cel de modernizare termică a locuinţelor) şi cel de utilizare şi eficientizare a cogenerării şi alimentării centralizate cu căldură, iar altele propun adâncirea analizei prin realizarea de studii complexe care să înarmeze decidenţii cu soluţii viabile (privatizare sau numai management privat, poziţia faţă de tehnologiile neconvenţionale de extragere a hidrocarburilor etc.).

În final, autorii apreciază că prezentul studiu răspunde la o serie de întrebări esenţiale ale dezvoltării sectorului energetic românesc. El constituie, totodată, un semnal pentru decidenţi având în vedere necesarul de investiţii al domeniului energiei electrice până în 2020 şi după, indicând efectele pe care aceste investiţii le vor avea asupra economiei naţionale prin impactul asupra produsului intern brut, dar şi asupra inflaţiei viitoare. Se vede că principalele provocări sunt legate de atingerea obiectivelor pachetului legislativ energie-mediu, de tendinţa de creştere a dependenţei de importuri de purtători energetici prin depletarea zăcămintelor autohtone, creşterea inevitabilă a preţurilor acestor purtători, de necesitatea de generare şi atragere de capital pentru acoperirea necesarului de investiţii în sector şi de adaptarea pieţelor de electricitate şi gaze la imperativele pieţei interne europene. Pentru a lămuri unele aspecte colaterale şi pentru a prezenta ipoteze şi elemente de calcul necesare înţelegerii corpului lucrării, studiul încorporează şi o serie de anexe justificative.

În încheiere, se vor recapitula sumar principalele răspunsuri pe care acest studiu a încercat să le dea problemelor puse de Comisia Naţională de Prognoză prin Termenii de Referinţă:

a) Investiţiile în sectorul energiei electrice sunt absolut necesare, fără ele dependenţa de importuri de electricitate fiind nesuportabilă de economia românească. De altfel, dacă nu s-ar realiza, ar trebui întărite interconexiunile cu ţările vecine pentru a importa deficitul de producție indigenă, ceea ce ar însemna din nou investiții. În plus, acest surplus de putere de care este nevoie pentru economia noastră, va trebui disponibilizat în regiune, ceea ce nu este deloc sigur, într-o regiune în care doar regiunea Kosovo şi tara noastră mai au încă excedent de putere la vârf, dar nu pentru mult timp.

b) De altfel, dilema investiţii în energie, respectiv în alte ramuri nu este corectă. Fără energie, România nu-şi va putea dezvolta ramurile economiei, iar dependenţa de importuri poate deveni împovărătoare. Rămâne atunci întrebarea: în ce subramură a energiei să investim? Autorii studiului consideră că – aşa cum s-a arătat în capitolul 6 – eficienţa energetică este prioritară. De aceea, implementarea noii Directive privind eficienţa energetică în contextul reducerii


252

consumului final cu 20% faţă de situaţia business-as-usual este salutară pentru România. În rest, mixtul de combustibil al economiei româneşti trebuie să rămână diversificat, iar câteva elemente dependente de deciziile politice pot modifica dramatic situaţia actuală: noile descoperiri de hidrocarburi lichide şi gazoase din Marea Neagră, precum şi explorarea şi exploatarea zăcămintelor de aşa-numitul „gaz de şist”, respectiv obţinut prin tehnologii neconvenţionale, pot ajuta reducerea substanţială a importurilor.

c) Necesarul de investiţii pentru sectorul energiei electrice este de cca. 1.750 de mil. de euro pentru perioada 2012-2015, circa 7.084 de mil. de euro pentru intervalul 2016-2020 şi de circa 9040 mil Euro pentru perioada 2021-2025. Investiţiile din întreaga economie pentru proiectele de eficienţă energetică, investiții care să ducă la o economie de energie la consumator de 20% la nivelul anului 2020 vor ajunge la o valoare probabilă de circa 6,4 mld. de euro.

d) Realizarea acestor investiţii va duce la o creştere procentuală a valorii adăugate brute (VAB) în intervalul 2012-2020, cu valori cuprinse între 0,16% şi 2,16%, în funcţie de participarea economiei româneşti la realizarea obiectivelor energetice (prin construcţii-montaj şi echipamente), respectiv o creștere procen-tuală a PIB de circa 4,6%.

e) Partea mai neplăcută o reprezintă efectul asupra preţului energiei şi, implicit, asupra inflaţiei. Acest impact este cel mai probabil în jurul valorii de 0,68% la nivelul anului 2020. Trebuie precizat că această cifră nu conţine influenţa variaţiei preţurilor agenţilor primari, ci doar efectul noilor investiţii până în 2020.

Pentru a se putea justifica anumite ipoteze luate în considerare în cadrul studiului și pentru lămurirea unor aspecte mai puțin evidente, lucrarea conține suplimentar și un număr de 14 anexe. Deși ele fac parte integrantă din lucrare, studiul în sine se poate parcurge independent și, numai în cazul în care se simte nevoia adâncirii unor anumite elemente, se poate apela la explicațiile din anexe.

ISBN 978-973-709-625-8

Studiu Impactul Investitiilor Din Domeniul Energetic

Documents

Transcript of Studiu Impactul Investitiilor Din Domeniul Energetic