Cât de sigur este sistemul energetic național? Și cât costă un cod roșu de vreme rea

18 noiembrie 2023. O furtună de zăpadă foarte puternică testează securitatea Sistemului Energetic Național. A fost cod roșu de vânt, vijelii și precipitații, în sud-estul țării.

Timp de 17 ore, România nu s-a putut baza pe unul dintre cele două reactoare nucleare de la Cernavodă și nici pe centralele acționate de vânt din Dobrogea, care înseamnă circa jumătate din toată capacitatea eoliană la nivel național.

În cifre, Cernavodă și eolienele nu au mai produs 1.700 de MWh. Adică aproximativ 20% din câtă energie produce România într-un moment obișnuit. Ca să treacă peste această situație extremă, România s-a bazat pe singura variantă importantă de back-up pe care o are: a pornit turbinele din centralele hidroelectrice și momentul a fost depășit.

„Sistemul energetic național și-a dovedit capacitatea de a funcționa în condiții corecte în situații extreme, cu rafale de vânt care au depășit 100 km/h”, a declarat Sebastian Burduja, ministrul Energiei, care a considerat că testul securității sistemului energetic din această iarnă a fost trecut cu brio.

Nu la fel de optimistă este, însă, experta în energie Otilia Nuțu, care pune o întrebare simplă: dacă nu era apă în lacurile de acumulare?

La fel de îngrijorați sunt și inspectorii Curții de Conturi care, după un audit al Sistemului Energetic Național (SEN), au tras o concluzie gravă: România și-a pierdut independența energetică și nu are o strategie energetică națională.

Dacă acum 20 de ani echilibrarea sistemului energetic în astfel de situații de criză se făcea mai simplu, și anume, la suplimentarea din hidrocentrale se putea adăuga în orice moment și producția pe bază de cărbune, din termocentrale, în ultimii ani situația s-a schimbat.

Rând pe rând, termocentralele s-au închis și au rămas puține capacități de producție care să jongleze în sistem. Și nu s-a pus nimic în locul lor.

Conform unui studiu realizat de think tank-ul DiXi Group, indicele securității energetice a României pentru anul 2023 este 58 din 100. Asta înseamnă o pregătire de nivel mediu a Sistemului Energetic Național.

Dependenți de vreme

2023 a fost cel mai cald an din istoria măsurătorilor meteo pentru România, a anunțat Ministerul Mediului la începutul acestui an. În plus, încălzirea globală face ca fenomenele meteo extreme să fie mai frecvente şi mai intense.

Sectorul energetic este poate cel mai important domeniu economic care poate fi afectat de vremea extremă, fie un cod roșu, fie o secetă prelungită.

Energia verde crește în importanță, dar, paradoxal, este vulnerabilă în fața vremii. Depinde de vânt, de lumină, de ploaie. Din acest motiv, nevoia echilibrării Sistemului Energetic Național devine o problemă de siguranță națională, ba chiar regională în contextul războiului din Ucraina și a sprijinirii Republicii Moldova.

În cel mai recent caz de vreme extremă cu care România s-a confruntat, episodul din 18 noiembrie anul trecut, Unitatea 1 a Centralei Nucleare Cernavodă s-a deconectat automat de la rețea din cauza „condițiilor meteo care au cauzat pertubații în sistemul energetic național”.

În plus, vântul de peste 100 de km/h din timpul codului roșu din noiembrie 2023 a determinat oprirea turbinele centralelor eoliene din zonele afectate, acțiune recomandată la astfel de viteze.

Ministerul Energiei a transmis că operatorul național Transelectrica a asigurat necesarul de energie cu ajutorul hidrocentralelor. Acestea au produs 43% din totalul energiei din seara de 18 noiembrie, cu peste 10% față de o situație normală, dar nu fără costuri suplimentare.

Achiziționarea celor 1.700 MWh necesari pentru echilibrarea SEN a costat statul român peste 3,7 milioane de lei (aproape 750.000 de euro), conform calculelor Europa Liberă în baza datelor furnizate de Ministerul Energiei.

Suma a fost calculată la o valoare medie de 2.184,41 lei pentru un MWh, deoarece în săptămâna 15-22 noiembrie prețul energiei de deficit a avut valoarea maximă de 2.900 lei per MWh și un minim de 447,39 lei per MWh, transmite Ministerul Energiei.

Hidrocentralele au produs mai multă energie decât necesarul – așa că, în cele aproximativ 17 ore în care rețeaua electrică nu s-a putut baza pe energia nucleară și pe jumătate dintre eoliene, România a reușit să și exporte energie electrică.

Potrivit unui răspuns al Ministerului Energiei, România „a fost exportator de energie electrică pe toate intervalele orare” ale deconectării: 18 noiembrie ora 18:21 - 19 noiembrie ora 12:46.

Consumul a fost în această perioadă de 5.821 MW, iar producția a fost de 6.946 MW, diferența de 1.125 fiind exportată.

Producția de energie electrică în această perioadă a fost asigurată prin hidrocentrale (2.074 MW), eoliene (1.518), hidrocarburi (1.377), cărbune (981), energie nucleară (846), fotovoltaice (96) și biocombustibili (52).

A doua zi, pe 19 noiembrie, când vremea a început să se mai îmbunătățească, centrala nucleară de la Cernavodă a fost reconectată la sistemul național și lucrurile au revenit la normal.

Echilibrarea sistemului, la fel ca în trecut

Această situație s-a dovedit a fi una fericită: lacurile de acumulare erau pline. Dar cum funcționează, de fapt, stabilitatea sistemului? Experții spun că echilibrarea înseamnă, de fapt, securitatea sistemului și că trebuie tot timpul menținut în parametrul de frecvență de 50 de Hz.

Operatorul de transport Transelectrica este cel care trebuie să garanteze siguranța și stabilitatea în funcționare a Sistemului Energetic Național. Operatorul este cel care identifică nevoile de reglaj din sistem și comandă creșterea sau scăderea producției și achiziționarea sau vânzarea de pe piața de energie.

Butonul fin de reglaj din mâna Transelectrica are, însă, tot mai puțină marjă de lucru. În funcție de situație, dispecerul energetic național poate da ordin și centralelor pe cărbune sau gaz ca să ajute la păstrarea parametrilor.

Doar că grupurile energetice ale termocentralelor pe cărbune au ieșit rând pe rând din uz. Așa că, pentru echilibrarea sistemului, Transelectrica se bazează în proporție de 80% pe hidrocentrale, spune Otilia Nuțu, de la think tank-ul Expert Forum.

Mai bine de o treime din puterea instalată în capacitățile de producție de energie electrică din România este reprezentată de hidrocentrale.

Iar cel mai des, hidrocentralele care intră în echilibrare sunt Ciunget, de pe Lotru, și Porțile de Fier I și II, de pe Dunăre. Acestea sunt hidrocentrale care funcționează prin căderea apei din lacurile de acumulare.

Există și varianta centralelor hidroelectrice cu acumulare prin pompaj. Cum ar fi, de exemplu, hidrocentralele de pe râul Olt: Ipoteşti, Drăgăneşti, Frunzaru, Rusăneşti şi Izbiceni. Dar care au o putere instalată de doar 260 MW. N.B: în cazul crizei declanșate de codul roșu din 18 noiembrie, a fost un deficit în sistem de 1.700 MWh.

Principiul hidrocentralelor cu acumulare prin pompaj este următorul: atunci când există în sistem un exces de producție, energia suplimentară este folosită pentru a porni pompele și a urca apa în lacul superior. Când există un deficit de producție, apa este lăsată să curgă în lacul inferior prin turbine și este produsă energia electrică.

Experta Otilia Nuțu spune că și aceste centrale hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (CHEAP) sunt supuse riscului.

„Spre exemplu, am fi avut niște probleme dacă ne prindea [un incident precum cel din 18 noiembrie] în perioadă de secetă, cum a fost în 2022, când producția a fost cu vreo 40% mai mică la hidro. Ceva incredibil”, spune ea.

Tarnița-Lăpuștești, un proiect vechi și mereu sub semnul întrebării

Când vine vorba despre echilibrarea Sistemului Energetic Național, Tarniţa-Lăpuşteşti este un proiect mereu adus în discuție, încă din epoca comunistă.

Este un proiect pentru o hidrocentrală cu acumulare prin pompaj cu o putere instalată de 1.000 MW, adică mai mult decât un reactor de la Cernavodă, care ar însemna un plus de securitate a sistemului energetic național.

Doar că această hidrocentrală nu a fost realizată niciodată, deși aproape fiecare Guvern de după Revoluție l-a adus în discuție.

„Din păcate, noi nu avem nici măcar un studiu de fezabilitate. Ultimul datează din 2008 și trebuie refăcut de la zero, pentru că analiza economico-financiară e cu totul alta. Chiar și condițiile din teren este posibil să se fi schimbat în aproape 20 de ani”, spune ministrul român al Energiei, fâcând referire la proiectul de la Tarnița-Lăpuștești, din județul Cluj.

Vedere aeriană cu Lacul Tarnița, din apropierea localității Lăpuștești, județul Cluj.

La finalul lunii octombrie 2023, actualul ministru a lansat pe platforma națională de achiziții publice (SICAP) licitația pentru elaborarea studiului de fezabilitate, asistență tehnică și consultanță aferente proiectului.

Licitația a fost anulată pe 5 ianuarie. „Această procedură a fost anulată automat deoarece la data limită de depunere a ofertelor niciunul dintre ofertanții înscriși nu a criptat oferta financiară/sau nu a răspuns la toți factorii de evaluare electronici, după caz” – este explicația din SICAP.

Mai mulți ofertanți solicitaseră prelungirea termenelor pentru depunerea ofertelor la studiul de fezabilitate, estimat la 17,5 milioane de lei (3,5 milioane de euro), însă compania din subordinea Ministerului Energiei care gestionează proiectul, SAPE, a refuzat acest lucru.

„Compania a refuzat această prelungire tocmai pentru a putea accelera proiectul. Deci sperăm să ne alegem cu câteva oferte serioase. Dacă nu, va trebui reluată procedura în regim de urgență”, explica în decembrie, înainte de anularea licitației, Sebastian Burduja, pentru Europa Liberă.

În afară de Tarnița-Lăpuștești, ministrul avansează alte opt proiecte pentru construirea de hidrocentrale cu acumulare prin pompaj – printre ele, Bicaz, Izvorul Muntelui sau Măcin.

Experții în energie nu sunt atât de optimiști precum ministrul atunci când vine vorba de proiectul Tarnița-Lăpuștești. Otilia Nuțu spune că centrala se numără printre „proiectele mari care nu se vor întâmpla niciodată, pe care Transelectrica trebuie să le ia în calcul, dar în schimb blochează accesul altora în piață”.

„Spre exemplu, de ce este rețeaua din Dobrogea atât de congestionată? Sigur, există și capacități eoliene acolo destul de multe, crescute în ultimii 10-15 ani. Dar există și eternele reactoare 3 și 4, care blochează o capacitate a Transelectrica, pentru că trebuie să le ia în calcul. Și spune: aici nu vă mai puteți conecta, pentru că nu avem cum să preluăm atât curent. La fel și cu Tarnița”, explică ea.

În plus, un oficial din domeniul energiei, care a dorit să vorbească doar sub protecția anonimatului despre acest proiect, a spus că Tarnița-Lăpuștești nu se va construi vreodată.

„E un proiect mort din start. Lacul de la Lăpuștești este în arie protejată”, argumentează același oficial, care propune în schimb construirea unor centrale mai mici, de câteva sute de MW, și în mai multe locații din țară.

Tarnița-Lăpuștești e declarat de ministrul Burduja ca fiind „proiectul lui de suflet”. Oficialul spune pentru Europa Liberă că în consiliul consultativ al Ministerului Energiei a existat „un consens că e un proiect care trebuie făcut și de fapt trebuia să fie făcut de România de foarte mult timp”.

Ministrul Sebastian Burduja (stânga) în Mina Livezeni, pe 15 octombrie 2023.

„Până acum la mine, și m-am consultat cu zeci de specialiști, nu au ajuns argumente care să arate că proiectul nu se va putea face”, adaugă el.

Sebastian Burduja spune acum că „este un proiect mai rentabil decât oricând”, deoarece crește ponderea de energie regenerabilă.

„Ai o producție intermitentă – solarul și eolianul produc doar când este soare sau bate vântul – se dezechilibrează și consumul, care e pe un cu totul alt tipar față de acum 30-40 de ani”, argumentează ministrul.

Reglaj fin cu energie din baterii sau din import

În 2024, echilibrarea SEN se face în continuare la fel ca în trecut, deși pe piață au apărut noi tehnologii.

În plus față de hidrocentralele CHEAP, o altă variantă de a asigura echilibrarea SEN este cea cu baterii de stocare. România are în prezent capacitatea de a stoca în bateriile instalate în șapte locații din țară maximum 16,2 MW.

„Practic zero”, admite ministrul Energiei, Sebastian Burduja. „Bateriile au fost și sunt în continuare destul de scumpe”, completează el. De altfel, în urmă cu câteva luni, el își arăta preferința pentru proiectul Tarniţa-Lăpuşteşti, în detrimentul „câmpurilor întregi de baterii cu care nu ştim ce vom face, nu se ştie cum vor fi reciclate”.

Pentru mediul privat, o astfel de investiție în baterii nu rentează încă suficient de mult astfel încât investitorii să le cumpere din fonduri proprii.

În plus, dincolo de prețul mai mare dat de tehnologia nouă, principala barieră este pusă de faptul că România nu are încă niște reglementări foarte clare, menționează Otilia Nuțu.

„Nu există o reglementare pentru stocare. E ca și când ar cumpăra energia și ar revinde-o. Și asta înseamnă inclusiv TVA. Sunt cursuri de tranzacționare care nu ar trebui să existe acolo, pentru că tu de fapt nu cumperi cu intenția de a o revinde, ci doar o stochezi”, spune specialista think tank-ului Expert Forum.

Pe de altă parte, pentru primării și alte instituții publice de la nivel local, Guvernul alocă un sprijin total de 500 de milioane de euro prin programul-cheie 1 din Fondul pentru Modernizare pentru acest tip de investiție.

Ministerul Energiei a anunțat la începutul lunii decembrie 2023 că au fost depuse 700 cereri pentru finanțare. „Sper ca în primele trei luni din 2024 să lansăm apelul de proiecte”, mai spune ministrul.

O altă variantă pentru echilibrarea Sistemului Energetic Național mai poate fi cea a importurilor, mai spune Otilia Nuțu.

„Până la urmă, e o piață regională și noi oricum în fiecare zi și importăm, și exportăm cantități destul de mari. Suntem, spre exemplu, pe altă oră decât Ungaria. Și atunci vârfurile de la noi sunt golurile de la ei și invers. Asta a fost dintotdeauna, câtă vreme ești interconectat în toate părțile, se fac tranzacții transfrontaliere”, explică experta.

Fără strategie națională în energie

În ceea ce privește producția din surse regenerabile de energie, Strategia energetică a României 2022-2030, cu perspectiva anului 2050, arată că este nevoie de soluții de stocare la scară largă a energiei electrice produse în centrale eoliene și fotovoltaice.

„Pe fondul creșterii puternice a investițiilor în SRE (Surse Regenerabile de Energie) intermitente din ultimii ani, echilibrarea pieței a devenit esențială, cu atât mai mult cu cât grupurile pe bază de cărbune nu pot răspunde rapid fluctuațiilor vântului și radiației solare decât pe bandă îngustă”, prevede documentul.

Aceeași strategie mai arată că „în orizontul anului 2050, se estimează necesitatea de a asigura echilibrarea pentru 15-20 GW instalați în centrale cu producție intermitentă, la nivelul Sistemului Electroenergetic Național”.

Problema este că această strategie națională în domenul energiei nu este încă în vigoare, după cum a arătat-o și un audit al Curții de Conturi cu privire la energia din surse regenerabile și contribuția lor la asigurarea independenței energetice, din noiembrie anul trecut.

Ministerul Energiei spune că își propune „un termen foarte ambițios” pentru ca în primăvara acestui an să fie adoptată strategia națională. „Partea de avizare de mediu este complicată atunci când strategia intră pe proiecte concrete”, afirmă Sebastian Burduja.

„Ultima strategie e veche de 15-20 de ani. Ultimul mare efort s-a făcut pe vremea guvernului tehnocrat (n.r., noiembrie 2015 - ianuarie 2017, guvern condus de Dacian Cioloș), dar ea nu s-a aprobat niciodată, pentru că nu a primit aviz de la mediu sau au existat contestații în instanță din partea ONG-urilor sau au fost alte blocaje. S-a mai încercat și în 2022. Aceeași poveste, n-au reușit să adopte Hotărârea de Guvern”, amintește el.

„Acum se lucrează la strategie la nivelul consiliului onorific și la nivelul direcțiilor din minister, va fi o strategie mai suplă, nu va include o listă de proiecte tocmai pentru a nu necesita o evaluare extinsă de mediu”, completează ministrul.

El spune că proiectele vor fi trecute în Planul Național Integrat în domeniul Energiei și Schimbărilor Climatice 2021-2030 (PNIESC), cerut de Comisia Europeană. Un proiect pe care Bruxellesul l-a criticat, de altfel.

„PNIESC trece prin evaluare extinsă de mediu și acolo sunt definite și proiectele. De aceea vrem să mergem pe partea de viziune strategică, direcții principale, mixul de producție, cum se arată el în următoarele decenii. Completăm lucrurile astea pe PNIESC-ul final”, argumentează Burduja.

România ar urma să permită parcuri solare peste 50 ha

În ceea ce privește ieșirea României din clasamentul celor mai atractive 40 de state pentru investiții în sectorul energiei regenerabile, ministrul Burduja spune că există o mare oportunitate prin fondurile europene.

„Prin Planul Național de Redresare și Reziliență, în linia de finanțare 1 aveam o țintă minimă de 950 de MW putere instalată de finanțat cu 460 de milioane de euro. O să avem o economie de bani, deci nu o să cheltuim tot bugetul și o să finanțăm probabil în jur de 2.000 de MW”, exemplifică Burduja unul dintre pașii pentru reîntoarcerea în clasamentul RECAI.

„Avem în pregătire și contractele pentru diferență, care iarăși vizează undeva la 5.000 de MW: 3.000 solar și 2.000 eolian. Se vor face primele licitații în 2024 și ele practic fixează un preț al energiei electrice pe 15 ani. Deci un investitor are garanția că va putea vinde la un preț de referință 15 ani de zile, ceea ce e efectiv aur. E o stabilitate pentru investitori și au făcut-o multe state europene cu succes”, adaugă ministrul.

În plus, el spune că va rezolva plângerile investitorilor cu privire la limita de 50 de hectare de teren pentru parcurile fotovoltaice și eoliene.

Germania, Spania și Italia sunt țările din UE cu cea mai mare producție de energie electrică din panouri fotovoltaice.

„Pe legislația actuală e un blocaj. Nu-și obțin avizul de la Ministerul Agriculturii și asta poate să descurajeze anumiți investitori mari care nu au suprafețe necesare pentru dezvoltare”, admite Sebastian Burduja.

Otilia Nuțu de la Expert Forum atrage însă atenția cu privire la această problemă dintr-un alt unghi.

„Ministerul Agriculturii interpretează într-un mod abuziv Legea Fondului Funciar și nu te lasă să faci parcuri pe terenuri mai mari de 50 de hectare. În schimb, Hidroelectrica primește teren fără licitație de la Agenţia Domeniilor Statului”, spune ea.

„Asta a fost o problemă mare. Aveai parcul de la Arad de 1 GW, care intra în concurență directă cu parcul Hidroelectrica de la Dăbuleni de 1,5 GW. Unul primea toate bețele în roate posibile, celălalt primea toate avantajele posibile”, subliniază experta.

Ea completează că este nevoie de investiții în rețele inteligente de transport și de distribuție, deoarece există o cerere suficient de flexibilă.

O altă măsură pe care o sugerează este „curățenia în legislație” deoarece „s-ar putea întâmpla că înlăturând o parte din barierele astea să faci mai mult decât ai face cu multe subvenții chiar”.

România, din nou independentă energetic

Experta în energie Otilia Nuțu a enumerat pentru Europa Liberă cauzele pentru care România și-a pierdut independența energetică:

• motivul importurilor tot mai mari ar fi că centralele vechi pe cărbune și o parte din cele de termoficare produc din ce în ce mai puțin și mai prost, fie din cauza defecțiunilor, fie că, de regulă, nu e extras suficient cărbune în timp util: „Asta s-a întâmplat inclusiv în perioade de vârf de consum, prin 2022, când eram în mare criză și prețurile din piață deja erau atât de mari încât oricum ar fi fost profitabil”;
• aceste capacități de producție învechite au fost sau mai sunt ținute artificial în piață, ceea ce a descurajat intrarea altor jucători: „În momentul în care ții cu forța niște companii pe care nu le lași să moară, asta înseamnă că nici rețeaua n-are capacitate să mai integreze alte capacități suplimentare și nici nu creează interes pentru investitori. Eu intru în piața liberă și, în schimb, statul își sprijină propriile lui companii”;
• investițiile în energia regenerabilă au fost oprite brusc după vârful din 2013-2014, prin eliminarea certificatelor verzi;
• menținerea până spre finalul anului 2021 a unui articol din Legea 123/2012, care prevedea că toate tranzacțiile pe piața angro se încheie doar prin OPCOM (Societatea Operatorul Pieței de Energie Electrică și Gaze Naturale) și cei care nu aveau capacități deja funcționale nu puteau să se licențieze, acest lucru fiind principalul motiv pentru care nu s-au făcut investiții în capacități noi de producție decât începând din 2022: „Felul în care construiești o centrală nouă e de regulă prin credit. Convingi banca dacă te duci cu un contract încheiat pe termen lung cu un cumpărător care poate să fie un furnizor sau un consumator industrial. Peste trei ani, când centrala asta va fi în funcțiune, eu am deja un contract încheiat cu un cumpărător pe o perioadă lungă de timp și care îmi garantează că am acest flux de venituri. Tipul ăsta de tranzacții nu a fost permis”;
• deși această restricție a fost eliminată, nu a convins prea mult marii cumpărători să sprijine noile investiții prin încheierea de contracte în viitor: „Se gândeau câtă vreme va rămâne prețul reglementat, mai bine o să cumpere atunci la preț reglementat”;
• rețeaua electrică gândită încă de la începutul anilor '50 a fost în favoarea consumului industrial, în timp ce acum energia regenerabilă este distribuită pe o suprafață mai mare, iar consumul a crescut în orașe: „Poți să gândești o cerere flexibilă, să-ți programezi mașina de spălat să consume când e un gol de consum, spre exemplu. Rețelele noastre nu sunt în stare să facă față acestei provocări. Și aici este, de fapt, cred că cea mai mare opreliște la o creștere explozivă a investițiilor regenerabile”.

Cu privire la raportul Curții de Conturi, ministrul Energiei spune că situația s-a schimbat începând de anul trecut, când România a redevenit independentă energetic și a fost net exportatoare atât pe partea de energie electrică, cât și pe gaze.

Consumul de energie electrică în primele nouă luni ale lui 2023 a fost în jur de 38 TWh, producția a fost în jur de 40-41 de TWh, conform cifrelor furnizate de ministru pentru Europa Liberă.

„Pe partea de energie electrică a ajutat faptul că a crescut producția de energie regenerabilă și a scăzut consumul”, spune Burduja.

De asemenea, anul trecut s-a văzut o creștere a numărului de prosumatori. Potrivit datelor furnizate la începutul acestui an de Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), în România existau la finalul anului trecut peste 100.000 de prosumatori, având o putere instalată totală de aproape 1.300 MW.

În plus, până la finalul acestui an, ANRE estimează că puterea instalată va ajunge la 1.500 de MW. Ca o comparație, cele două reactoare nucleare de la Cernavodă au în total 1.400 de MW.

Plan criticat de Comisia Europeană: ținte prea prudente

Strategia energetică a României este strâns legată de Planul Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice (PNIESC), obligatoriu prin directivele europene în domeniu.

Comisia Europeană a criticat, la jumătatea lui decembrie 2023, nu numai întârzierea de trei luni cu care a fost depus planul, ci și o parte din conținutul acestuia:

• în ceea ce privește piața internă, planul nu are obiective și politici ambițioase care să permită integrarea pieței și nici măsuri suplimentare privind stocarea energiei;
• proiectul PNIESC actualizat al României nu conține informații despre măsurile pe care intenționează să le adopte în ceea ce privește energia regenerabilă;
• politicile privind cercetarea, inovarea și competitivitatea se concentrează pe energie curată, dar nu au obiective concrete, măsuri și finanțare pentru a le sprijini;
• lipsesc proiecțiile privind reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră și captarea carbonului;
• planul este doar parțial în concordanță cu planurile pentru eliminarea treptată a cărbunelui și a centralelor electrice pe bază de cărbune și lignit;
• planul nu conține o analiză cuprinzătoare a impactului social sau al ocupării forței de muncă în cazul tranziției la energia verde;

Autoritățile române au termen până la finalul lunii iunie 2024 să clarifice aspectele cerute de Comisia Europeană și să facă modificările necesare. „Noi revizuim acum PNIESC. Asta e și ideea, de a trimite o primă versiune”, spune ministrul Energiei.

Sebastian Burduja pune întârzierea pe seama predecesorilor săi și a faptului că elaborarea PNIESC implică o coordonare interministerială cu alte ministere: Mediu, Economie, Agricultură, Transporturi.

„El a fost gestionat la nivelul cancelariei premierului, după care undeva, chiar înainte de a prelua mandatul, s-a transferat această răspundere la Ministerul Energiei. Și noi ar trebui să facem acest joc de coordonare ca toți să-și asume de fapt ținte de eficiență energetică, ceea ce n-a fost foarte ușor”, spune oficialul român.

Burduja lasă de înțeles că România nu avea suficienți bani la buget pentru a-și propune ținte mai ambițioase în ceea ce privește tranziția la o energie mai puțin poluantă, fără să crească deficitul bugetar.

„Cu cât ne asumăm ținte mai ambițioase, cu atât vom pune un cost mai mare asupra economiei românești. Aceasta este miza fiecărui stat membru. Uniunea Europeană și-a asumat un rol de leadership în domeniul schimbărilor climatice la nivel global, setându-și ținte foarte ambițioase, dar asta înseamnă niște costuri”, declară ministrul.

El spune că este nevoie ca guvernul să păstreze un echilibru între combaterea schimbărilor climatice și managementul lor, fără ca economia românească să frâneze: „Nu sunt doar costuri de la bugetul de stat, sunt și investiții care se cer de la firmele private”.

„Pe de o parte, vrem să nu ne plece industria din țară și să nu depindem de alte piețe, gen Asia, să avem grad de reziliență mare, pe de altă parte vrem să dăm un exemplu și din perspectiva combaterii schimbărilor climatice”, mai spune ministrul.

„Nu e doar cazul nostru, să știți. Repet, toate statele europene încearcă de principiu să aibă ținte cât mai prudente, pentru că fiecare stat european, dacă își asumă o țintă prea ambițioasă și nu și-o îndeplinește, există riscul unor sancțiuni ulterioare din partea Comisiei. Și atunci e un joc de negociere”, mai spune Sebastian Burduja.