♦ Transelectrica are rolul esenţial de „dirijor“ al întregii pieţe de energie, de la producţie, la consum ♦ Anii de pandemie, criza severă declanşată de războiul din Ucraina şi planul de decarbornizare la nivel european schimbă din temelii sistemele energetice, „partiturile“ care au funcţionat timp de mai bine de un deceniu încep acum să sune fals ♦ Ce este de făcut?
Într-un interviu realizat special pentru Dosar Energie 2030, din noua ediţie a anuarului ZF Energie, George Vişan, directorul direcţie pieţe de energie din Transelectrica, răspunde la unele dintre cele mai presante întrebări legate de evoluţia sectorului energetic, iar în timp ce toată lumea vorbeşte despre imensele oportunităţi aduse de tranziţia energetică, semnalul clar este că atenţia tuturor trebuie să fie mai ales spre provocările fără precedent ridicate de acest fenomen.
Adesea se face referire la mixul energetic al României, la faptul că ponderea energiei verzi este mare şi deci că preţul energiei poate fi mai scăzut. Este acesta un miraj în contextul în care pieţele sunt cuplate? Mai poate România spera la preţuri de piaţă făcute intern?
Voi începe cu ultima parte a întrebării, formulând pozitiv un răspuns negativ. Cuplarea pieţelor reprezintă, de fapt, Piaţa Internă Europeană. În 
prezent, aceasta este construită pe baza pieţelor spot, respectiv a pieţei intrazilnice şi a celei pentru ziua următoare, cunoscute în Europa ca Intra Day şi Day Ahead. Imaginea cuprinzând harta europeană ilustrează zone de ofertare naţionale, cuprinse în mai multe regiuni de calcul al capacităţilor de interconexiune cuplate printr-un mecanism de calcul al fluxurilor transfrontaliere şi al preţurilor energiei electrice din aceste zone de ofertare. Cu câteva excepţii, aceste zone sunt identice cu teritoriul naţional al statului respectiv.
În ceea ce priveşte formarea unui preţ creat exclusiv pe piaţa internă, acesta este acum mai degrabă un vis frumos, deoarece pe PZU preţul este creat la nivel european, iar în ceea ce priveşte Piaţa Intra Day se va lansa în curând, în perioada mai-iunie, mecanismul coordonat european de stabilire a preţului. Ponderea energiei verzi în România este puţin semnificativă, având în vedere dimensiunea relativ mică a pieţei noastre în comparaţie chiar şi cu unele state cu populaţie mult mai puţin numeroasă. Pe măsură ce interconexiunile între sistemele energetice ale statelor membre se dezvoltă, fluxuri de energie vor circula tot mai mult dinspre statele cu o capacitate foarte importantă de energie regenerabilă către pieţele cu capacitate relativă mai scăzută, sau, mai explicit, dinspre statele din regiunile Mării Nordului şi a Mării Baltice spre sud.
Din punctul de vedere al Transelectrica, în 2030, ce capacitate suplimentară va avea România în zona de proiecte de energie verde?
Din punctul nostru de vedere capacitatea suplimentară este determinată de consumul extrem de redus, deci noi putem instala oricât în condiţii de siguranţă şi fiabilitate conform reglementărilor, în funcţie de condiţiile de piaţă. Instalarea unor capacităţi semnificative de ordinul zecilor de gigawaţi nu garantează că aceste capacităţi vor vinde tot ceea ce îşi propun, deoarece trebuie să avem în vedere că pe o piaţă internă europeană concurenţa este acerbă. Conceptul în sine de a crea un cadru unic de PPA în Europa, cu scopul încurajării producţiei de energie regenerabilă, este destul de valoros, dar trebuie să fie urmat şi de punerea în practică a acestuia. Sunt suficienţi clienţi pentru a încheia astfel de contracte cu viitorii producători în RES? Acordarea de scheme de sprijin pentru energie măsurată, ce poate depăşi în funcţie de condiţiile climatice pe cea vândută pe piaţă şi notificată în platformele de piaţă, trebuie să fie compensată de mecanisme mai riguroase de penalizare a celor care cauzează dezechilibre.
Capacitatea reţelelor de care se face mult caz reprezintă doar o parte a ecuaţiei, dar poate nu cea mai importantă. Aşadar, insist că nu acesta este cauza principală a unei eventuale limitări a instalării de surse regenerabile de energie (RES). Preţul de vânzare, modelul de business, vânzarea propriu-zisă, echilibrarea producătorilor în cadrul PRE din care fac parte, concurenţa energiilor din alte sisteme energetice europene, necorelarea la nivel european a schemelor de sprijin ce distorsionează piaţa, influxul masiv al energiilor offshore din alte bazine decât al Marii Negre, creşterea eficienţei energetice, cât şi electrificarea economiei sunt alţi numeroşi factori ai ecuaţiei. Ceea ce pot afirma este că planul pe care România îl are de instalare a 10.000 MW până în anul 2030 este perfect fezabil din punctul nostru de vedere. Dar atenţie, trebuie să fim conştienţi că transformarea Dobrogei în producătorul major al energiei în România va influenţa major fluxurile de energie la nivel regional, având în vedere că necesarul de consum în regiune este limitat. Chiar şi în condiţiile în care vom realiza evacuarea spre vestul ţării, cu speranţa de a vinde pe pieţele cuplate, modelul de business al producătorilor trebuie cu atenţie ales.
Vrem să menţinem un mix mai echilibrat de energie? Atunci, din perspectiva pieţei, este important să vedem dacă reforma pieţei de energie promovată de Uniune este suficientă din perspectiva României sau reprezintă doar un patch de moment.
Ce alte tehnologii trebuie să se dezvolte în acelaşi ritm sau chiar mai repede astfel încât sa fie asigurat caracterul de producţie în bandă?
Producţia în bandă este încă o preocupare importantă pentru operatorii de sistem, dar mă tem că va rămâne în istorie ca mod de producţie clasic. Statele trebuie să îşi asume cu fermitate menţinerea businessului în limite rezonabile de sustenabilitate financiară pentru producători, pentru a evita trecerea de la o extremă la alta, respectiv de la o piaţă extrem de scumpă, aşa cum a fost în anii 2021 şi 2022, la preţuri la care producţia de energie electrică devine nerentabilă. înţeleg preocuparea pentru o energie cu preţ accesibil, însă preţuri care tind spre zero sau devin negative fac afacerea cu energie electrică nesustenabilă pentru producătorii care nu beneficiază de scheme de sprijin.
Inclusiv unor mari producători cu mix de energie diversificat în portofoliu le va fi dificil să reziste în aceste condiţii economice. De la conferinţa dumneavoastră de anul acesta ZF Power Summit 2024, am remarcat o creştere a interesului pentru ideea pe care am promovat-o, anume că stocarea devine tot mai mult un business stand alone, idee care este tot mai îmbrăţişată. Totuşi, tehnologiile de stocare trebuie diversificate, iar direcţia pe care o văd venind de la cercurile de decizie ale Uniunii Europene de a evita promovarea energiei hidroelectrice cu baraje de acumulare este defectuoasă ca atare, dacă se concretizează şi este potenţial în detrimentul stocării pentru mari capacitaţi de producţie. Cu siguranţă, producţia şi utilizarea hidrogenului rămâne o opţiune tehnologică viabilă în condiţii de eficienţă economică şi suportabilitate, iar dezvoltarea tehnologiilor inginereşti are un rol determinant în această opţiune.
Se vorbeşte foarte mult despre producţie, dar consumul de energie scade. Cum generam consum pentru toata energia pe care vrem să o producem? Unde vedeţi oportunităţile de electrificare?
Consumul nu poate fi generat pur şi simplu prin măsuri administrative. Electrificarea economiei este un proces complex şi îndelungat, cu ritmuri diferite în Europa. Cel mai important aspect ar fi electrificarea transporturilor, precum şi a sistemelor de încălzire. Ne putem permite? Putem fi toţi la nivelul Belgiei sau ţărilor de Jos, sau al vestului Germaniei? Este suportabil ritmul? Creşterea estimată la nivelul Uniunii de 60% până în prima parte a anilor 2030 reprezintă o medie, însă sunt sigur că în România nu va fi o creştere cu pantă constantă, fiind posibil să fie mai redusă până în anul 2030, dar posibil să crească mai rapid dincolo de acest an. Creşterea capacitaţilor de interconexiune, dar şi operarea coordonată a sistemelor energetice europene facilitează evacuarea puterii excedentare, dacă acesta va exista, din România către alte state cu o viteză mai mare de electrificare. Am menţionat şi cu alte ocazii că până în anul 2030 abia vom reuşi să recuperăm scăderea consumului din ultimii ani deoarece faţă de maximul din anul 2021, în 2023 avem o scădere de aproximativ 11%. Este cunoscută, de aproape două decenii, situaţia decuplării creşterii consumului de creşterea PIB, deci numai electrificarea masivă în sectoarele care se pretează, poate fi soluţia pentru creşterea sustenabilă a consumului.
La nivelul anului 2030, cât la sută din consumul de energie va fi autogenerat şi nu mă refer la capacităţile mici, ci la consumatori de talie mare care aleg să-şi genereze propria energie?
Aş lansa un avertisment să nu trecem de la măsuri menite să protejeze consumatorii la cele care vizează salvarea producătorilor care asigură stabilitatea şi fiabilitatea sistemului energetic. în ceea ce priveşte un procent de energie electrică autoprodusă, cred că acest aspect ţine mai mult de politica şi interesele economice ale acestora. în cazul specific al consumatorilor de talie mare, este important să menţionăm că regimul de autoconsum le va cere să îşi organizeze departamente specializate, deoarece energia suplimentară se va livra în reţea. în acest caz, nu vorbim despre câţiva kWh, ci de livrări de ordinul megawaţilor-oră, ceea ce îi va transforma în participanţi activi la piaţă. în plus, dacă aceştia vor alege şi statutul de autofurnizare este clar că vor trebui să respecte reglementările specifice. De aceea, nu mă pot lansa în prognoze contrafactuale privind un procent din consum, dar este sigur că acesta va creşte în comparaţie cu situaţia din prezent.
Citiţi tot interviul cu George Vişan, directorul direcţie pieţe de energie din Transelectrica în cadrul celei mai noi ediţii a Anuarului ZF Energie.