costul energiei nucleare pentru românia - greenpeace.org · dintre tehnologiile de producere a...

Costul energiei nucleare pentru România

Valentina Ivan Jan Ondrich Martin Bebiak

Decembrie 2014

Costul subvențiilor primite

de industria nucleară din România,

comparativ cu industria energiilor regenerabile

Costul energiei nucleare pentru România

Studiul a fost realizat de Candole Partners, la solicitarea Greenpeace, numai în scop de informare. Aspectele enumerate în acest studiu

sunt doar orientative și pot fi modificate oricând. Candole Partners nu oferă garanții cu privire la acuratețea sau caracterul exhaustiv al

acestui studiu și nu își asumă răspunderea pentru pierderi care ar putea rezulta din utilizarea informațiilor conținute în acest document.

Studiul nu constituie o ofertă și nu este o recomandare a Candole Partners de a cumpăra sau vinde titluri de valoare, instrumente

financiare conexe sau de a participa la orice investiție sau strategie de tranzacționare în orice jurisdicție. Indiciile privind performanțele

anterioare nu reprezintă o garanție a performanțelor pozitive în viitor. Analiza și concluziile cuprinse în acest raport au fost stabilite de

Candole Partners și este posibil să fi fost utilizate deja în alte rapoarte. Opiniile formulate în acest studiu sunt cele ale Candole Partners

la momentul redactării, nu sunt exprimate pentru a avantaja direct niciun client Candole Partners și nu exprimă opiniile vreunuia dintre

aceşti clienți. Candole Partners nu este implicat în nicio investiție sau strategie de tranzacționare, privată sau în numele oricăruia dintre

clienții săi, în nicio clasă de active care ar avea beneficii în urma diseminării oricărei opinii conținute în acest studiu. Ne rezervăm dreptul

de a face modificări. Acest raport nu poate fi publicat sau reprodus în întregime sau parţial fără acordul scris al Candole Partners.

Pentru mai multe informații,

vă rugăm să vizitați www.candole.com

Declinarea responsabilității

1 Abrevieri

2 Rezumat

3 Obiectivele analizei

4 Metodologie

5 Lanțul de aprovizionare în industria nucleară 5.1 Estimarea subvențiilor în sectorul extracției de uraniu

5.2 Estimarea subvențiilor pentru producerea de apă grea

5.3 Estimarea subvențiilor pentru unitățile 3 și 4 planificate 5.4 Alte subvenții

6 Comparație între sectorul energiei nucleare și cel al energiei din surse regenerabile

6.1 Subvențiile acordate sectorului nuclear

6.2 Estimarea subvențiilor în sectorul energiei din surse regenerabile

7 Recomandări de politici publice

8 Concluzie

Anexe

Lucrări citate

4

5

7

8

13

15

17

18

23

26

26

27

33

38

40

44

Cuprins

3

COSTUL ENERGIEI NUCLEARE PENTRU ROMÂNIA

4

ANDRANREAIEBEIBERDCCTGC-DCECGNCNECNPECCNUCVDFDSMADICADIDRDSTESRFEADRFEDRFMIGWhISkWhLCOEMWMWhOPIOTSRAANRATENRIRRONSEESERTWhVAN

Agenția Nucleara și pentru Deșeuri RadioactiveAutoritatea Națională de Reglementare în domeniul EnergieiAgenția Internațională a EnergieiBanca Europeană de InvestițiiBanca Europeană pentru Reconstrucție și DezvoltareCiclu combinat cu turbină cu gazeCercetare-dezvoltareComisia EuropeanăChina General Nuclear Power GroupCentrală nuclearo-electricăChina Nuclear Power Engineering CompanyCompania Națională a UraniuluiCertificate verziDepozitul Final de Deşeuri Slab şi Mediu ActiveDepozitul Intermediar pentru Combustibil ArsDepozitul Intermediar pentru Deșeuri RadioactiveDrept special de tragereEnergie din surse regenerabileFondul european agricol pentru dezvoltare ruralăFondul european de dezvoltare regionalăFondul Monetar InternaționalGigawatt-orăÎntreprindere de statKilowatt-orăCostul constant al energieiMegawattMegawatt-orăOfertă publică inițialăOperator de transport și de sistem, TranselectricaRegia Autonomă pentru Activități NucleareRegia Autonomă Tehnologii pentru Energia NuclearăRata internă de rentabilitateLeu românescSpațiul Economic EuropeanSurse de energie regenerabileTerawatt-orăValoare actualizată netă

Abrevieri1

Subvenția de stat necesară pentru finalizarea unităților 3 și 4 de la Cernavodă ar determina creșterea cu 18% a valorii medii a facturii de energie electrică pentru consumatorul casnic din România.

Finalizarea unităților 3 și 4 de la Cernavodă nu este fezabilă din punct de vedere comercial în niciun scenariu de modelare, în absența unui sprijin guvernamental substanțial.

În condițiile actuale de pe piață, consumatorii din România ar putea ajunge să plătească până la 55 de miliarde € pe întreaga durată de viață a proiectului. Această sumă depășește cu 3 miliarde € bugetul României și reprezintă 38% din PIB pe anul 2013.

Subvenția de stat ar putea ajunge la 32 de miliarde € dacă investitorul ar accepta ca subvenția să fie achitată pe parcursul a 35 de ani (ca în proiectul Hinkley Point, din Marea Britanie). Această valoare este echivalentă cu 23% din PIB-ul României în 2013.

Cea mai mare parte a subvențiilor de stat acordate până acum au fost destinate acoperirii costurilor inițiale de investiție și pentru producerea în avans a apei grele.

România subvenționează în continuare structura obscură, bizantină a institutelor de cercetare, fără rezultate evidente care să adauge valoare sectoarelor respective.

Subvențiile de stat nu includ prima de asigurare subvenționată (asigurarea de răspundere civilă pentru daune nucleare se limitează la 300 de milioane DST per incident)¹, depozitarea și tratarea deșeurilor de combustibili și dezafectarea centralei. Valoarea acestor costuri nu este cunoscută și ar putea crește semnificativ factura finală pentru centrală, suportată de către plătitorii de taxe din România.

În afară de garanțiile pentru împrumuturi, guvernul României ar trebui să garanteze un plafon minimal de preț. După calculele noastre, plafonul de preț minim pentru un proiect fezabil este de 115 €/MWh. Cu alte cuvinte, consumatorii din România ar plăti diferența dintre prețul curent al pieței (33 €/MWh) și prețul de exercitare (115 €/MWh).

Toate prețurile și calculele sunt exprimate în bani reali la nivelul anului 2014. Se exclud indexările cu inflație și modificările de curs valutar. În realitate, prețul de exercitare ar trebui să fie indexat.

Drept urmare, prețul de exercitare nu va fi de 115 €/MWh la momentul punerii în funcțiune, estimată pentru anul 2022, ci de 132 €/MWh, în ipoteza unei inflații de 2% pe an. Este foarte puțin probabil ca prețul pentru energia electrică să atingă acest nivel.

Rezumat

2 Rezumat

5

2

1. https://www.oecd-nea.org/law/2014-table-liability-coverage-limits.pdf

3 Obiectivele analizei

7

Ni s-a cerut să elaborăm un studiu care să cuantifice valoarea totală a subvențiilor, ajutorului de stat, sprijinului economic și alte mecanisme de susținere care denaturează piața, primite de industria nucleară din România, inclusiv producerea de energie electrică din surse nucleare. Acest studiu examinează situația actuală și face o prezentare generală a istoricului acestui subiect.

În primul rând, definim subvențiile în sensul prezentului studiu. Sunt incluse subvențiile directe (cheltuieli implicate de pregătirea și realizarea investiției, precum și transferuri directe de numerar de la bugetul de stat, alocări de capital, costuri de mediu ocazionate de închiderea minelor de uraniu și asistență pentru producție) și subvențiile indirecte (toate cheltuielile suplimentare suportate de bugetul de stat, de bugetul societăților de stat și de cetățeni pentru îmbunătățirea poziției energiei nucleare), incluse în evaluările auditorilor referitoare la cheltuielile statului, în analize efectuate de organizații internaționale, precum și subvenții care nu au fost incluse anterior în calculele oficiale ale costurilor producerii de energie. Subvențiile pentru sectorul energiei din surse regenerabile includ subvenții directe pentru investiții și certificate verzi.

În al doilea rând, urmărim lanțul de aprovizionare cu combustibil pentru energia nucleară și evaluăm subvențiile din acest sector la toate nivelurile: exploatarea minelor de uraniu, lanțul de producere a combustibilului pe bază de uraniu, producerea de apă grea, depozitarea deșeurilor radioactive și decontaminarea radioactivă, precum și producerea energiei nucleare. În plus, evaluăm subvențiile necesare pentru construirea reactoarelor 3 și 4 și indicăm alte subvenții preconizate de-a lungul procesului, care nu pot fi evaluate acum.

În al treilea rând, estimăm nivelul general al subvențiilor acordate pentru industria nucleară. Studiul nu intenționează să furnizeze o evidență a tuturor subvențiilor acordate, ci să indice subvențiile cele mai importante și să identifice limitările în evaluarea subvențiilor indirecte, inclusiv costurile externe. Din cauza dificultăților de comparare a subvențiilor acordate sectorului nuclear și sectorului energiei din surse regenerabile, analiza face o comparație din punct de vedere al politicilor și oferă o imagine de ansamblu asupra sprijinului acordat.

În sfârșit, concluzia studiului este că cele două reactoare nu ar trebui să fie construite. Analiza demontează argumentația guvernului, cum ar fi ipoteza creșterii cererii de energie electrică și ajunge la concluzia că industria nucleară nu este mai viabilă din punct de vedere comercial în România decât în orice altă țară din Europa.

Obiectivele analizei3

8

Studiul estimează subvențiile acordate sectorului nuclear. Sunt cuantificate valorile istorice ale subvențiilor acordate pentru sectorul energiei nucleare și se estimează subvențiile care ar trebui să fie acordate în viitor, dacă ar exista o șansă realistă ca unitățile 3 și 4 de la Cernavodă să fie construite în cele din urmă.

Într-un studiu elaborat de Ecofys Consultancy (2014) se afirmă că subvențiile directe în Europa ating un nivel de aproape 200 de miliarde €2012 pentru cărbune, 100 de miliarde €2012 pentru hidro și 220 de miliarde €2012 pentru energie nucleară. Astfel, sectorul nuclear este tehnologia de producere a energiei care beneficiază de cele mai mari subvenții din Europa. Subvențiile indirecte se referă, în principal, la fonduri acordate sectorului nuclear pentru C-D², precum și la costuri externe greu de estimat, cum ar fi credite preferențiale pentru centrale nucleare, sprijin financiar pentru dezafectare și eliminarea deșeurilor și subscrierea asigurărilor. Tehnologiile pe bază de combustibili fosili au costurile externe cele mai ridicate, urmate de tehnologiile bazate pe energie nucleară și pe surse regenerabile. Costurile externe ale tehnologiei nucleare sunt legate de accidente (în intervalul0,5-4 €/MWh), impactul energiei nucleare asupra mediului (18 €/MWh), ceea ce conduce la costuri totale externe cuprinse între 18 și 22 €2012/MWh. Analiza Ecofys arată că valoarea cumulată a cheltuielilor pentru cercetare și dezvoltare efectuate de statele membre UE în perioada 1974–2007 a fost de 108 miliarde €2012, din care sectorul nuclear a primit circa 78%. Majoritatea banilor au fost alocați pentru fisiunea nucleară (a se vedea Figura 1).

Metodologie4

2. În C-D intră activitățile de cercetare de bază, dezvoltare experimentală și activități demonstrative cu privire la producerea, depozitarea, transportul, distribuția și utilizarea rațională a energiei (în toate formele).

Defalcarea cheltuielilor totale C-D ale statelor membre UEpe tehnologii de furnizare a energiei electrice (87 de miliarde €2012) în perioada 1974 - 2007

Sursa: Ecofys

Fisiune nucleară66,0%

Fuziune nucleară12,5%

Petrol și gaz4,1%

Cărbune5,9%

Solar5,6%

Eolian2,4%

Biocombustibili - 2,8%Geotermal - 0,8%

Figura 1.


4 Metodologie

9

Restul cheltuielilor pentru C-D au fost împărțite aproximativ egal între energia din surse regenerabile (12%) și combustibili fosili (10%). Cea mai mare parte a finanțării pentru C-D a avut loc înainte de 1990. Cu toate acestea, fisiunea nucleară a continuat să primească cea mai mare parte din suportul pentru C-D până în 2007. Finanțarea sectorului energiei din surse regenerabile a început în 1974. În 2007, activitatea de C-D pentru energie solară și biomasă a dominat sectorul surselor regenerabile; totuși, în perioada în care subvențiile pentru surse de energie regenerabile au crescut, nu s-a construit nicio capacitate nouă pentru energie nucleară. Dintre tehnologiile de producere a energiei electrice, cele pe bază de combustibili fosili au costurile externe cele mai mari, urmate de tehnologia nucleară și tehnologiile pentru resurse regenerabile. Intervențiile indirecte cele mai semnificative au constat în sprijinul acordat industriei cărbunelui din Europa, credite preferențiale pentru noile centrale nucleare și modernizări ale sistemelor de securitate la centralele existente, prin Euratom și Banca Europeană de Investiții (BEI).

Guvernele au sprijinit sectorul energiei nucleare prin acordarea de împrumuturi pentru construirea de instalații nucleare. Euratom, BEI și Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare (BERD) au împrumutat mari sume de bani pentru sectorul energiei nucleare din Europa. Euratom a acordat credite în valoare de 3,4 miliarde €2012 în perioada 1977-2004, pentru construirea de centrale nuclearo-electrice și instalații de îmbogățire și reprocesare a uraniului, precum și credite garantate pentru modernizări de securitate ale proiectelor nucleare (a se vedea Figura 2 de mai jos). Valoarea împrumuturilor acordate de BEI s-a ridicat la 2,9 miliarde €2012 în perioada 1977-1987 (Pöyry, 2011).

Studiul va evalua subvențiile acordate în sectorul energiei nucleare din România, urmărind lanțul de aprovizionare (a se vedea Figura 3 de pe pagina următoare). România are instalații industriale pentru toate etapele de producere a combustibilului pentru reactoarele CANDU (deține mine de uraniu, instalații de prelucrare a uraniului, precum și tehnologia industrială pentru producerea de apă grea). Fiecare dintre unitățile aflate în exploatare au o capacitate instalată de 706,5 MW. Reactoarele CANDU folosesc uraniu natural drept combustibil și apă grea ca moderator de neutroni și agent de răcire.

Figura 2. Împrumuturi de la Euratom acordate anual în perioada 1977-2004 (milioane €2012)Sursa: Ecofys, studiu comandat de Comisia Europeană

0

100

200

300

400

500

600

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

1989

1988

1987

1986

1985

1984

1983

1982

1981

1980

1979

1978

1977

Belgia Bulgaria GermaniaFranța Italia RomâniaMarea Britanie

M€2012

8

(Depozitul Intermediar pentru Combustibil Ars)

DEPOZITARE INTERMEDIARĂCOMBUSTIBIL ARS

(50 DE ANI)

DICA

COMBUSTIBILARS

DEPOZITAREFINALĂ

SAU REPROCESARE

MINE DE URANIULOCALE

COMPANIA NAŢIONALĂ

A URANIULUI

FABRICADE CONCENTRAT

Figura 3. Ciclul combustibilului nuclearSursa: Nuclearelectrica


10

8

(Depozitul Intermediar pentru Combustibil Ars)

DEPOZITARE INTERMEDIARĂCOMBUSTIBIL ARS

(50 DE ANI)

DICA

COMBUSTIBILARS

DEPOZITAREFINALĂ

SAU REPROCESARE

MINE DE URANIULOCALE

COMPANIA NAŢIONALĂ

A URANIULUI

FABRICADE CONCENTRAT

CONVERSIECHIMICĂ

ȘI RAFINARE

Figura 3. Ciclul combustibilului nuclearSursa: Nuclearelectrica


10

Element de combustibil NU-37 Candu®

Două reactoare CANDU® 6 în funcțiune

BAZINE DE RĂCIRECOMBUSTIBIL ARS

(6 ANI )

CENTRALANUCLEARO-ELECTRICĂ CERNAVODĂ

S.N. NUCLEARELECTRICA

COMBUSTIBIL

COMBUSTIBILARS

UZINA DE LAFELDIOARA

FCN PITEȘTI

FABRICADE COMBUSTIBIL

NUCLEAR

CONVERSIECHIMICĂ

ȘI RAFINARE

4 Metodologie

11

Element de combustibil NU-37 Candu®

Două reactoare CANDU® 6 în funcțiune

BAZINE DE RĂCIRECOMBUSTIBIL ARS

(6 ANI )

CENTRALANUCLEARO-ELECTRICĂ CERNAVODĂ

S.N. NUCLEARELECTRICA

COMBUSTIBIL

UZINA DE LAFELDIOARA

FCN PITEȘTI

FABRICADE COMBUSTIBIL

NUCLEAR

CONVERSIECHIMICĂ

ȘI RAFINARE

4 Metodologie

11


12

Definirea costului subvențiilor pentru sectorul energiei din surse regenerabile este mai simplă. Datele despre industria energiei din surse regenerabile în România sunt disponibile pe scară largă, atât cele referitoare la subvenții destinate investițiilor, cât și cele despre subvenții destinate producerii de energie. Spre deosebire de sistemul obscur de sprijinire a industriei nucleare, industria energiei din surse regenerabile este susținută printr-un program dominant bazat pe piață, respectiv schema de tranzacționare a certificatelor verzi. Detalii despre această schemă sunt prezentate mai jos. Unele proiecte din domeniul surselor de energie regenerabile beneficiază de subvenții din partea UE. Tabelul 1 de mai jos prezintă sintetic subvențiile directe și indirecte din sectorul energiei din surse regenerabile examinate în acest studiu.

Subvenția se definește ca fiind orice tip de ajutor din surse publice, de care beneficiază direct sau indirect industria extractivă a uraniului. Cea mai mare parte a ajutorului primit de industria extractivă a uraniului poate fi clasificată ca subvenții destinate acoperirii unei părți din costurile de exploatare. În afară de subvențiile pentru exploatare, acest sector a primit și subvenții pentru investiții, precum și fonduri acordate pentru închiderea minelor și respectarea normelor de mediu, costuri pentru decontaminarea apei din minele subterane, alocații pentru protecție socială, alocări de capital și subvenții indirecte (inclusiv costuri externe). În al doilea rând, există costuri asociate producției de combustibil în instalația de producere a combustibilului nuclear, care includ costuri de cercetare-dezvoltare pentru optimizarea procesului. În al treilea rând, apa grea pentru cele două reactoare planificate a fost produsă în avans, cu finanțare din partea statului, conducând la insolvența societății care a produs-o. În al patrulea rând, există costuri asociate cu construcția reactoarelor (credite preferențiale, garanții de stat, costuri de investiții și costuri de infrastructură). Costurile cele mai semnificative sunt cele legate de schema pentru contracte de diferență, al cărei scop este să garanteze investitorilor că-și vor recupera investiția. În al cincilea rând, costurile cu deșeurile radioactive și dezafectarea nu au fost evaluate. Încă se mai construiesc instalații, ceea ce înseamnă că trebuie alocate mai multe fonduri.

Am colectat date din surse oficiale, cum ar fi Ministerul Economiei, Agenția Națională de Reglementare în domeniul Energiei, Transelectrica, ANRE, Opcom, participanți la piață, Comisia Europeană, Euratom, IEA (baza de date IEA pentru activități de cercetare, dezvoltare și experimente).

Tabelul 1. Subvenții directe și indirecte pentru sectorul energiei din surse regenerabileSursa: Candole Research

Directe

Certificate verzi Granturi pentru C-D

Granturi UE

Scutiri fiscale (împrumuturi guvernamentale sponsorizate, cu dobândă scăzută sau cu rată redusă)

Acces preferențial la piață

Indirecte

5 Lanțul de aprovizionare în industria nucleară

13

Centrala nucleară de la Cernavodă din România are la bază tehnologie canadiană, cu reactoare de tip Candu-6 cu apă grea. Proiectul a fost inițiat în timpul regimului lui Nicolae Ceaușescu, în anii 1970, cu cinci unități planificate. Construcția a început în anul 1980 la toate reactoarele, cu finanțare parțială de la corporația canadiană Export Development. Începând cu anii 1990, toate fondurile au fost direcționate spre finalizarea unității 1, care a fost terminată în 1996, la un

În 2000, guvernul a decis că dorește să finalizeze unitatea 2 de la Cernavodă, prezentând-o ca fiind mijlocul cel mai ieftin prin care se putea asigura capacitate de producere suplimentară. De aceea, pentru finalizarea acestui proiect s-a alocat suma de 60 de milioane €. În perioada 2002-2003 s-a anunțat alocarea unui fond suplimentar de 382,5 milioane €, care includea şi suma de 218 milioane € provenită din Canada. În 2004, Comisia Europeană a aprobat un împrumut Euratom în valoare de 223,5 milioane € pentru finalizarea unității 2, care a fost racordată în sfârșit la rețea în august 2007. Valoarea oficială a costurilor pentru proiect a fost de 666 milioane €, mult mai puțin față de fondurile destinate primului reactor, care are aceeași capacitate instalată.

În martie 2008 s-a ajuns la un proiect de acord de investiții, pentru construirea reactoarelor 3 și 4, cu următoarea structură a acționariatului: Nuclearelectrica 20%, Enel 15%, Suez/Electrabel 15%, RWE Power 15%, CEZ 15%, Iberdrola 10% și Arcelor-Mittal 10%. Costurile de construcție au fost estimate la 4 miliarde €. Fiecare acționar ar fi trebuit să contribuie la investiție proporțional cu acțiunile deținute și să preia aceeași cotă proporțională din energia generată. În noiembrie 2008 s-a încheiat un alt acord de investiții, înființându-se o nouă companie, Energonuclear, cu participarea Nuclearelectrica (51%), Enel, CEZ, GDF Suez, RWE Power (fiecare cu 9,15%), Iberdrola (6,2%) și ArcelorMittal Galați (6,2%).

Pentru ca cei șase investitori strategici să rămână în proiect, guvernul și-a anunțat intenția de acorda sume considerabile sub formă de ajutor de stat, inclusiv garanții de stat și subvenții sub formă de apă grea. Cu toate acestea, în scurt timp a devenit evident că Nuclearelectrica nu ar fi putut să asigure

Lanțul de aprovizionareîn industria nucleară

5

cost estimat de circa 2,2 miliarde $.

© Bogdan Boja / Greenpeace


14

partea sa de fonduri și contribuția sa ar fi fost în cea mai mare parte în natură (apă grea și combustibil), ceea ce a determinat toți investitorii privați să abandoneze proiectul în perioada 2010-2013.

China General Nuclear Power Group (CGN) și-a exprimat de curând interesul pentru proiect, prin furnizarea de echipamente (nespecifice tehnologiei nucleare) pentru construirea unităților 3 și 4. În iulie 2014, o filială a companiei China Nuclear Power Engineering Co (CNPEC) a semnat un acord de cooperare cu caracter obligatoriu și exclusiv cu Candu Energy Inc, pentru construirea a încă două reactoare la Cernavodă. În plus, Banca Industrială și Comercială a Chinei a fost de acord să finanțeze proiectul, a cărui valoare estimată a ajuns acum la 7,6 miliarde €, constructorul celor două reactoare fiind CNPEC. CGN ar deține o cotă majoritară în proiect, iar Nuclearelectrica ar fi acționarul minoritar, cu 49% în noua asociere în participațiune care ar urma să înlocuiască EnergoNuclear. În septembrie 2014, CGN a prezentat oferta de construire a celor două unități și a fost acceptat ca investitor calificat. Cele două unități vor fi versiuni modernizate ale Candu 6, dar nu versiunea completă EC6. Guvernul României speră acum să ajungă la un acord cu chinezii până la începutul anului 2015.

Studiul detaliază subvențiile acordate în fiecare fază a lanțului de aprovizionare din industria nucleară. Pentru fiecare fază, există cel puțin o autoritate care coordonează procesul.³

În primul rând, minereul de uraniu indigen este extras și purificat de Compania Națională a Uraniului (CNU). Există o singură mină de uraniu în exploatare și o uzină de prelucrare a minereului de uraniu, la Feldioara, unde are loc procesul de conversie chimică și purificare, rezultând concentratul tehnic de uraniu (așa-numitul „yellowcake”).

Apoi, combustibilul nuclear este preparat la Fabrica de Combustibil Nuclear de la Pitești, aflată sub coordonarea operatorului CNE, Nuclearelectrica, care deține unitățile 1 și 2 ale CNE Cernavodă și va fi un acționar minoritar în compania care va construi unitățile 3 și 4 în cadrul proiectului. În septembrie 2013, guvernul a vândut o cotă de 10% din acțiunile Nuclearelectrica pentru 85 de milioane $ în cadrul unei OPI, în acord cu angajamentele către Fondul Monetar Internațional (FMI) și UE. De asemenea, guvernul a vândut 1 % fondului de investiții Fondul Proprietatea, care acum deține 9,73% din companie.

Regia Autonomă pentru Activități Nucleare (RAAN) este compania națională pentru producerea de apă grea. În 2013, compania a separat activitățile sale de cercetare și dezvoltare, inginerie tehnologică și asistență tehnică și astfel a fost înființată Regia Autonomă Tehnologii pentru Energia Nucleară (RATEN). Compania are două filiale: Institutul de Cercetări Nucleare Pitești (ICN) și Centrul de Inginerie Tehnologică Obiective Nucleare (CITON), de la Măgurele.

Agenția Nucleară și pentru Deșeuri Radioactive din România (ANDR) răspunde de gestionarea și eliminarea în condiții de siguranță a deșeurilor radioactive (inclusiv combustibil ars) și monitorizează dezafectarea instalațiilor nucleare. În cooperare cu alte autorități, agenția elaborează Strategia Națională pentru Dezvoltarea Sectorului Nuclear, așa-numitul plan național nuclear.

3. Pentru organigrama completă a autorităților principale și relațiile ierarhice dintre ele, a se vedea Anexa 1 - Principalele organizații implicate în sectorul energiei nucleare

Exploatarea uraniului: costuri cu evacuarea apei (sus) și costuri cu monitorizarea mediului și a sănătății umane (jos), RON

Sursa: Compania Națională a Uraniului


15

Programul pentru energie nucleară din România folosește ca resursă primară uraniu din surse interne. Compania Națională a Uraniului (CNU), întreprindere deținută și subvenționată de stat, produce circa 50 de tone anual din resursele cunoscute de 3 000 tU de la Crucea-Botușana, din nordul țării. Compania are în plan să dezvolte zăcământul Tulgheș-Grințieș (descoperit în anii 1960) din Carpații Orientali, aflat la circa 100 km sud de Crucea-Botușana, la un cost estimat la 91 de milioane €. Până acum au fost folosite cinci mine pentru exploatarea minereului de uraniu.4 Aceste mine au fost inaugurate în anii ‘60 iar acum sunt închise. Trei dintre aceste mine trec acum printr-un proces de dezafectare, cu fonduri alocate de la bugetul de stat (a se vedea Figura 4 de mai jos). În prezent (sfârșitul anului 2014), există dezbateri privind oportunitatea transferării Companiei Naționale a Uraniului (CNU) în subordinea Nuclearelectrica.

5.1 Estimarea subvențiilor în sectorul extracției de uraniu

4. În județul Caraș-Severin: Ciudanovița, Lișava, Dobrei, iar în județul Bihor: Băița Plai și Avram Iancu.

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

4.000.000

4.500.000

201320122011201020092008200720062005

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

201320122011201020092008200720062005

Ciudanovița

Lișava

Lișava

Ciudanovița

Avram Iancu

Figura 4.


16

Începând cu 1990, au fost alocate fonduri sub formă de subvenții pentru explorarea, exploatarea, transportul, prelucrarea și depozitarea uraniului (a se vedea Figura 5 de mai jos). Subvențiile pentru explorare au încetat în 2002, iar subvențiile pentru protejarea mediului au început să fie acordate în 1998, cea mai mare parte din subvenții fiind acordată în perioada 2008-2010, cu scopul de a asigura respectarea standardelor de mediu din Uniunea Europeană. În total, CNU a primit 139 de milioane RON pentru explorare și exploatare, precum și pentru activități de prelucrare și respectarea normelor de mediu. Cea mai mare parte dintre subvenții a fost acordată pentru prelucrarea minereului și pentru protecția mediului.

În plus, CNU a primit subvenții directe în valoare de 612 milioane RON în perioada 1993-2011 (a se vedea Figura 6 de mai jos). Alocațiile pentru protecție socială au rămas la o valoare constantă în perioada analizată, deși numărul de angajați a scăzut de la 7 000 în 1994, la 2 000 în 2013.

Figura 5. Subvenții directe pentru exploatarea uraniului, RON


Figura 6. Subvenții directe acordate pentru exploatarea minereului de uraniu, RON


0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

Exploatare/transport

Explorare

Mediu

Prelucrare

0

10.000.000

20.000.000

30.000.000

40.000.000

50.000.000

60.000.000

70.000.000

80.000.000

90.000.000

100.000.000

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

Investiții

Aprovizionare cu uraniu

Protecție socială

Cantități de apă grea produsă pentru unitățile 1 și 2, exprimate în Kg, 1988-2012

Sursa: RAAN


17

Tratarea uraniului se face la o distanță de 350 km, în uzina de la Feldioara, prin procedeul de leșiere alcalină sub presiune. Această uzină a fost inaugurată în 1978. În fiecare an, unitățile 1 și 2 de la Cernavodă au folosit 200 de tone de combustibil pe bază de oxid de uraniu natural, produs de Fabrica de Combustibil Nuclear de la Pitești care furnizează combustibil pentru unitățile 1 și 2 de la Cernavodă și are potențialul de a-și mări capacitatea pentru a acoperi necesarul de combustibil pentru unitățile 3 și 4.

Uzina de apă grea RAAN poate produce 180 de tone de apă grea anual, suficient pentru a acoperi cantitatea necesară pentru încărcarea inițială totală a unei unități CANDU 6 pe o perioadă de 3 ani. Consumul anual tehnologic al unui reactor este de circa 10-15 tone. Producția de apă grea necesară (circa 1.100 de tone) pentru prima încărcare a unităților 3 și 4 de la Cernavodă a fost deja realizată. RAAN este singurul producător de apă grea din Europa și cel mai mare din lume (Argentina produce 60 de tone/an, iar India produce 160 de tone/an). România a vândut apă grea Chinei, Germaniei și SUA. Apa grea utilizată în prezent de cele două unități aflate în exploatare a fost produsă între 1998 și 2012. Pentru cele două reactoare în stare operațională s-a produs o cantitate totală de 2.012 tone (a se vedea Figura 7).

Costurile pentru producerea de apă grea pentru reactoarele 1 și 2 în perioada 1988-2012 au ajuns la 1,44 miliarde RON. Fondurile au fost acordate de la bugetul de stat. Apa grea a fost produsă în avans pentru cele două unități, pentru ca reactoarele să fie aprovizionate cu combustibil pentru întreaga durată de viață. Producția de apă grea a fost finanțată de la bugetul de stat. Pentru unitățile 3 și 4, producția de apă grea a început în 2006 și a fost finanțată de la bugetul de stat, iar în perioada 2009-2011 și de Nuclearelectrica.

5.2 Estimarea subvențiilor pentru producerea de apă grea

0

50.000

100.000

150.000

200.000

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

1989

1988

Figura 7.


18

Circa 1.134 de tone de apă grea, în valoare de 2,08 miliarde RON, au fost produse din 2006 pentru cele două reactoare planificate (a se vedea Figura 8). Ministerul Energiei susține că investițiile în producerea de apă grea în avans pentru cele două reactoare se vor amortiza atunci când noile reactoare vor intra în funcțiune. Cota de apă grea în totalul stocurilor RAAN a crescut de la 68,76% la 75,46% în 2013, cu o valoare de aproximativ 295 de milioane RON.5 Deși compania are datorii mari, intenția este de a o păstra în activitate, cu subvenții de la stat. De fapt, argumentul principal pentru continuarea presiunii pentru construirea reactoarelor 3 și 4 de la Cernavodă este de a utiliza

Am creat un model financiar pentru o centrala nucleară generică la Cernavodă, pentru a stabili fezabilitatea proiectului și pentru a evalua valoarea subvențiilor necesare pentru noile reactoare. Modelul financiar este bazat pe prețuri reale, însă exclud efectele inflației, schimbările în cursul valutar și ratele dobânzilor. Toate prețurile sunt exprimate în bani la nivelul anului 2014.

Modelul financiar pentru centrala nuclearo-electrică de la Cernavodă se bazează pe date privind costurile de exploatare proiectate pentru un reactor EPR. Nu sunt disponibile date recente pentru reactoare CANDU nou construite. Ca date de intrare am folosit datele calculate de Nicolas Boccard (Costul energiei electrice nucleare: Franța după Fukushima, 2013) și alte informații relevante despre piața energiei nucleare.

Datele de intrare generale pentru modelul financiar sunt listate în Tabelul 2 de pe pagina următoare.

apa grea care a fost deja produsă! RAAN a intrat în insolvență în 2013, cu datorii de 680 de milioane RON. De atunci, compania a mai acumulat datorii de 70 de milioane lei. Aproximativ 300 de angajați vor fi concediați, ceea ce implică acordarea de salarii compensatorii plătite din subvenții pentru protecție socială.

Figura 8. Costurile de producție pentru producerea în avans a apei grele pentru unitățile 3 și 4, în lei

Sursa: RAAN

0

50.000.000

100.000.000

150.000.000

200.000.000

250.000.000

300.000.000

350.000.000

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

5. Tudor & Asociații, Studiu care analizează motivele și contextul care au condus la insolvența RAAN, octombrie 2013.

5.3 Estimarea subvențiilor pentru unitățile 3 și 4 planificate


19

În general, pornim de la ipoteza că durata construcției va fi de 7 ani și că centrala va funcționa timp de 60 de ani.6 Presupunem că centrala funcționează în sarcină ridicată pe toată durata de viață, cu 75% în primul an, crescând treptat până la 95% în anul 10. În modelul nostru, sarcina rămâne la 95% pentru restul de 50 de ani. Credem că estimările privind cheltuiala de capital sunt conservatoare. Luăm în considerare faptul că amplasamentul a fost deja pregătit și s-au încheiat unele lucrări de construcții, inclusiv fabricarea unui stoc inițial de apă grea și producerea primei încărcături de combustibil nuclear. Estimarea noastră pentru costurile de capital se bazează pe costul proiectelor de centrale nucleare aflate în derulare în Europa. Proiectul pentru CNE Mochovce din Slovacia, cu o capacitate de 940 MW, similar cu cel de la Cernavodă ca amploare (dar cu tehnologie diferită), reprezintă finalizarea unui proiect început în ultima parte a anilor 1980 și are un buget actual de aproximativ 4.900 EUR/kW, iar estimările cu privire la cost sunt continuu revizuite în creștere. Factura actuală pentru proiectele de la Flamanville și Olkiluoto este de 5.400 EUR/kW, valoare în creștere.

6. Considerăm că după o durată de viață de 30 de ani, reactoarele vor necesita importante lucrări pentru atingerea coeficientului de siguranță. Costurile acestor lucrări nu au putut însă fi evaluate.

Date de intrare pentru modelul financiar

Sursa: Calcule proprii

Indicator

Mărimea centralei

Ani de exploatare

Cheltuială de capital

Cheltuieli fixe exploatare și întreținere

Costuri cu combustibilul

Eliminarea combustibilului nuclear uzat (gestionare back-end)

Sarcină

Finanțare: raport datorii - capital propriu

CMPC

Rată fără risc

Prima de risc de piaţă

Coeficientul beta unlevered pentru companii de utilități electricitate

Coeficientul beta relevered

Costul datoriei înainte de impozitare

Rata de impozitare a întreprinderii

1.400 MW (2x700 MW)

60 de ani

5.000.000 €/MW

188.000 €/MW

7,3 €/MWh

25.000 €/MW

75% - 95%

60 : 40

10%

4%

18%

0,3

0,68

7%

16%

Valoare 2014

Tabelul 2.


20

Bugetul proiectului Hinkley Point C din Marea Britanie este de 6.000 EUR/kW. Costul de finalizare al proiectului de la Cernavodă va depăși bugetul inițial, ca și în cazul tuturor celorlalte proiecte aflate în derulare acum. Dacă luăm ca referință CNE Mochovce din Slovacia (finalizarea unui proiect vechi, nu unul complet nou) ne putem aștepta ca proiectul să depășească de cel puțin 2 ori bugetul estimat inițial. Cu toate acestea, pentru încadrare în scenariul conservator, în modelul nostru rămânem la valoarea de 5.000 EUR/kW și ignorăm orice posibilă întârziere în construcție sau depășire de buget.

Din punct de vedere al veniturilor, facem trei scenarii referitoare la prețul energiei electrice:

Modelul nostru este conservator (pentru a evita o subestimare a profitabilității proiectului), întrucât prețurile modelate de noi sunt semnificativ mai mari decât prețul mediu actual al energiei electrice, care este 33 €/MWh. Rezultatele modelării sunt sintetizate în Tabelul 3 de mai jos.

Scenariul cu preț redus: Prețul energiei electrice rămâne scăzut. În acest scenariu, centrala electrică marginală europeană este cea pe cărbune (huilă), iar prețul energiei electrice este determinat de costurile pentru cărbune și emisii de carbon. Prețul cărbunelui rămâne scăzut, întrucât SUA folosește gazele de șist pentru producerea energiei electrice, iar producția de cărbune din Columbia și Africa de Sud este expediată în Europa. Prețul emisiilor de carbon rămâne scăzut în acest scenariu, din cauza incapacității Europei de a agrea orice plan care ar eradica surplusul de 2 miliarde € reprezentând certificate de emisie, care trag prețurile în jos. Prețul energiei, rezultat din modelare, este de 45 €/MWh.

Scenariul cu preț mediu: Prețurile energiei electrice revin la nivelurile la care centrala electrică marginală europeană este centrala electrică cu ciclu combinat cu turbină cu gaze. În acest scenariu, Europa poate fi de acord cu un mod de eradicare a surplusului de certificate de emisii de carbon acumulat. Cererea și oferta pentru emisii de carbon sunt în echilibru, prin urmare prețul carbonului este în conformitate cu obiectivele de reducere a emisiilor de carbon. Din cauza prețului ridicat al emisiilor de carbon, ordinea de merit pentru cărbune scade, iar locul său este luat de gaze. Prețul energiei, rezultat din modelare, este de 75 €/MWh.

Scenariul cu preț ridicat: O modificare semnificativă a cererii, produsă de o revenire economică puternică, conduce la o creștere accentuată a prețurilor mărfurilor (inclusiv emisiile de carbon) și, în consecință, a prețurilor energiei electrice. Prețul modelat al energiei în acest scenariu este de 115 €/MWh.

Rezultate pentru RIR și VAN în diferite scenarii de preț


Tabelul 3.

Indicator RIR VAN

Nivel scăzut - 1,49% - 4.981.551.238

Nivel mediu 3,43% - 3.537.310.128

Nivel ridicat 7,17% - 1.705.353.588


21

Rezultatele arată faptul că proiectul pentru Cernavodă nu este fezabil în niciunul dintre scenarii. În scenariul cu preț redus, care modelează prețul energiei cu aproape 40% peste prețul actual, atât rata internă de rentabilitate, cât și valoarea actualizată a proiectului sunt negative. Un investitor în proiect ar pierde o valoare actualizată de aproape 5 miliarde € în bani la nivelul anului 2014, în plus față de investiția inițială de 7 miliarde €.

În scenariul cu preț mediu, cu ipoteza unui preț de 75 €/MWh pentru energia electrică, rentabilitatea este ușor pozitivă, dar valoarea actualizată netă a proiectului rămâne negativă. Investitorii tot ar pierde bani, pentru că nu ar putea câștiga suficient pentru serviciul datoriei și acoperirea costului capitalului propriu. Trebuie reținut faptul că recuperarea investiției modelată este semnificativ mai mică față de costul serviciului datoriei pentru guvernul României (cupon de 4,75% pentru titluri de stat pe 10 ani). Este foarte puțin probabil să se găsească un investitor dispus să finanțeze centrala în aceste condiții.

În scenariul cu preț ridicat, valoarea actualizată este tot negativă, ceea ce înseamnă că investitorul nu ar putea acoperi costul de finanțare a proiectului, costul capitalului la 10%. Considerăm că un procent de 10% pentru costul capitalului este o valoare conservatoare, pentru că, din câte știm, pentru proiectele de infrastructură din România investitorii solicită randamente neîndatorate (100% capital propriu) într-un interval de 11-14%.

Rata de rentabilitate este pozitivă în scenariul cu preț ridicat, la aproximativ 7%, în ipoteza unui grad de îndatorare financiară de 60%. Această valoare este cu mult mai mică decât cerințele de rentabilitate ale investitorilor. Singurul mod în care proiectul Cernavodă ar putea deveni o investiție rentabilă ar fi dacă guvernul României ar oferi garanții investitorilor, ceea ce ar împinge costul finanțării spre 70%. În aceste condiții, valoarea actualizată netă a proiectului ar fi zero, ceea ce înseamnă că investitorii nu ar avea niciun câștig, reușind doar să-și acopere costul finanțării. Figura 9 de mai jos prezintă o sinteză a ratelor de rentabilitate în diverse scenarii de preț pentru energia electrică.

Este clar că proiectul nu este fezabil fără garanții semnificative din partea statului și fără o implicare guvernamentală puternică, la fel ca în toate celelalte proiecte în sectorul energiei nucleare derulate în Europa în prezent.

România ar trebui să ofere două tipuri de garanții pentru proiectul de construire a noilor unități. În primul rând, guvernul ar trebui să ofere o garanție pentru împrumut la o dobândă sub cea a pieței (ceea ce este problematic în UE, Comisia Europeană a forțat deja Marea Britanie să crească prețul

VAN pentru extinderea CNE de la Cernavodă, în diverse scenarii de preț (mil. €)


Figura 9.

Prețul energiei electrice 115 €/MWh 142,6

-3063,8

-5596,6

-6000 -5000 -4000 -3000 -2000 -1000 0 1000

Prețul energiei electrice 75 €/MWh

Prețul energiei electrice 45 €/MWh


22

garanțiilor pentru împrumuturi la proiectul Hinkley Point, în caz contrar acesta constituind ajutor de stat ilegal), atât pentru construirea cât și pentru exploatarea centralei, cu scopul de a reduce costul finanțării până la cel mult 7%. Presupunând că prețul energiei electrice ar fi de cel puțin 115 €/MWh în bani la nivelul anului 2014 pentru durata de viață a centralei (60 de ani), aceasta ar fi singura garanție necesară.

Cu toate acestea, întrucât este puțin probabil ca prețul energiei electrice să crească la 115 €/MWh în bani la nivelul anului 2014, România ar trebui să acopere și diferența dintre prețul de piață și „prețul de exercitare”, un preț la care proiectele au o valoare netă actualizată de cel puțin zero, condiție pentru ca investitorul să considere acceptabile condițiile costului de finanțare. Prețul de exercitare ar fi de 115 €/MWh, în cazul în care guvernul ar putea scădea costul de finanțare la 7%, prin acordarea garanțiilor pentru împrumuturi descrise mai sus. Dacă guvernul nu ar putea reduce costul de finanțare prin garanții pentru construirea unităților și dacă valoarea finanțării pentru exploatare și costul capitalului ar rămâne la nivelul de 10% (mai mic decât costul de finanțare pentru proiecte convenționale în sectorul energetic în România), prețul de exercitare ar trebui să fie 155 €/MWh.

Dacă prețul energiei electrice ar fi sub acest prag de 115 €/MWh, consumatorii din România ar trebui să plătească diferența dintre prețul curent și prețul de exercitare.

Tabelul 4 de mai jos prezintă o sinteză a modului în care consumatorii din România ar trebui să subvenționeze proiectul în diverse scenarii privind costul finanțării și prețul energiei.

Dacă prețul energiei ar fi menținut la nivelul actual în termeni reali, consumatorii români ar avea de plătit o factură de 55 de miliarde € pe întreaga durată de viață a proiectului, ceea ce echivalează cu 38% din PIB-ul României pe anul 2013 și depășește cu 3 miliarde € bugetul țării pe 2013. În ipoteza unui consum anual de 40.000 GWh în România, această subvenție ar conduce la creșterea cu 23 €/MWh a facturii anuale pentru energie electrică. Aceasta înseamnă o creștere cu 18% a valorii medii a facturii anuale pentru consumatorul casnic (129 €/MWh, conform Eurostat), în condițiile în care costul subvenției ar fi împărțit în mod egal între industrie și sectorul casnic. Așa cum se explică în Capitolul 7, este puțin probabil ca prețurile pentru energia electrică să crească la nivelurile necesare pentru scăderea subvenției.

Scenarii pentru prețul energiei electrice și niveluri de subvenționare


Tabelul 4.

Scenariu Prețul energiei electrice

Subvenție pe 35 de ani

Subvenție pe viață

Nivel scăzut 45 €/MWh 26 890 414 320 €

Nivel actual 33 €/MWh 31 621 865 520 €

Nivel mediu 75 €/MWh 15 061 786 320 €

Nivel ridicat 115 €/MWh 0

46 755 028 320 €

54 981 719 520 €

26 188 300 320 €

0

5.4 Alte subvenții

Subvenția ar putea ajunge la 32 de miliarde € în cazul în care investitorul ar accepta ca subvenția să fie achitată doar pe parcursul a 35 de ani, ca în proiectul Hinkley Point, din Marea Britanie. Această valoare este echivalentă cu aproape 23% din PIB-ul României în 2013 și cu 62% din bugetul României pe 2013.

Subvențiile modelate nu includ costul pentru dezafectare, prima de asigurare subvenționată (asigurarea de răspundere civilă pentru daune nucleare se limitează la 345 de milioane DST per incident),7 depozitarea și tratarea deșeurilor de combustibili și dezafectarea centralei. Valoarea acestor costuri nu este cunoscută și ar putea crește semnificativ factura finală pentru centrală, care ar trebui să fie acoperită de către plătitorii de taxe din România.

Combustibilul uzat este depozitat la reactoare pentru o perioadă minimă de 6 ani, în instalații de depozitare umedă, pentru răcire. Apoi este transferat într-o instalație de depozitare uscată (DICA) de la Cernavodă, unde va rămâne timp de circa 50 de ani. Primul modul a fost pus în funcțiune în 2003. Se are în vedere extinderea DICA, pentru a depozita combustibilul ars de la unitățile 3 și 4. Construcția instalației, care va avea 27 de module de depozitare, a implicat o investiție de 137 de milioane RON. Până acum, au fost finalizate doar 5 module. La Saligny, lângă Cernavodă, urmează să se construiască un depozit final de deşeuri slab şi mediu active (DFDSMA) pentru materiale provenite din exploatarea și dezafectarea instalațiilor de la Cernavodă; până acum nu au fost făcute demersuri concrete în acest sens.8 Între 1992 și 1999, proiectul a fost coordonat de mai multe autorități și a avut mai multe surse de finanțare. Amplasamentul pentru depozit a fost ales după ce s-au analizat 37 de locuri posibile, la începutul anilor 1990. Suprafața generală a amplasamentului este de circa 66 de hectare și este deținută de Consiliul Local Saligny și de proprietari privați. Nu se cunosc costurile pentru expropriere.

Începând cu 1992, s-au desfășurat investigații preliminare referitoare la un depozit geologic de adâncime; au fost reținute pe lista scurtă șase formațiuni geologice. Depozitul național de deșeuri industriale radioactive slab-active (DNDR) a funcționat din 1985 la Băița, în județul Bihor, în două galerii ale fostei mine de uraniu de la Băița. Din 1992 s-au efectuat mai multe studii de cercetare, cu scopul de a elabora un proiect pentru un depozit geologic. Exploatarea acestui tip de depozit urmează să înceapă în 2055. Nu se cunosc costurile pentru alegerea și pregătirea amplasamentului. Între 1993 și 2012 s-au făcut investiții în valoare de 106 milioane RON în instalațiile de depozitare a deșeurilor, iar între 2001 și 2012 în valoare de 139 de milioane RON la instalația de deșeuri arse (a se vedea Figura 10 de pe pagina următoare).

Finanțarea activităților de eliminare și dezafectare a deșeurilor radioactive se face prin două fonduri: unul9 pentru eliminarea deșeurilor radioactive generate de exploatare (inclusiv combustibil uzat) și dezafectarea CNE (taxă: 1,4 Euro/MWh) și unul pentru dezafectarea centralelor nuclearo-electrice (taxă: 0,6 Euro/MWh). Nuclearelectrica trebuie să plătească o contribuție anuală pentru susținerea activității ANDR, care răspunde de gestionarea în condiții de siguranță a combustibilului nuclear uzat și a deșeurilor radioactive. Aceste costuri sunt incluse în costurile de exploatare. Pentru costurile


23

7. http://ec.europa.eu/energy/nuclear/consultations/20130718_powerplants_en.htm8. http://www.agentianucleara.ro/article-invitatie-participare-st-op-si-fezabilitate-companie-proiect-dfdsma-1107.html9. Instituit prin Decizia Guvernului nr. 1080/2007.


24

asociate cu gestionarea pe termen lung, cum ar fi eliminarea combustibilului uzat și gestionarea deșeurilor radioactive, inclusiv costurile de dezafectare, Nuclearelectrica face contribuții financiare la Fondul pentru gospodărirea deșeurilor radioactive și dezafectare.

La 30 martie 2004, CE a aprobat10 un împrumut Euratom în valoare de 223,5 milioane €11, pentru finanțarea finalizării și modernizării sistemului de siguranță pentru unitatea 2 de la Cernavodă. Împrumutul a fost garantat în trei tranșe și urmează să fie rambursat în 12 ani, între ianuarie 2013 și noiembrie 2024. Până acum, s-au rambursat doar 15 milioane €, din resursele proprii ale Nuclearelectrica. Împrumutul a fost destinat finanțării măsurilor recomandate în raportul de evaluare privind securitatea nucleară și studiul de evaluare a impactului asupra mediului, elaborate de consultanți independenți. Studiile au fost finanțate cu fonduri CE. Acesta este ultimul împrumut acordat de Euratom și a fost considerat ca fiind reprezentativ pentru politicile agenției în anii următori. Întrucât România nu a putut să emită noi garanții pentru a atrage investiții suplimentare în alte sectoare, din cauza angajamentului financiar extins pentru unitatea 2 de la Cernavodă, au fost împiedicate noi proiecte de investiții în anii dinainte de aderare.

Decizia Euratom de a acorda împrumutul guvernului român a fost contestată de către Greenpeace, care a susținut că aceasta a fost o încălcare evidentă a orientărilor Consiliului pentru acordarea de împrumuturi Euratom anumitor țări din afara Uniunii Europene, deoarece acestea nu ar fi trebuit să fie utilizate pentru construirea de noi reactoare, ci mai degrabă pentru finanțarea lucrărilor de renovare menite să îmbunătățească securitatea și eficiența centralelor nucleare.12

În anii 70 și 80 au fost elaborate mai multe studii, cu scopul de a alege amplasamentele potrivite pentru primul proiect CNE din România. Aceste costuri nu au putut fi calculate, întrucât nu au existat informații disponibile. Un studiu, estimat a costa 0,9 miliarde RON, a analizat 103 amplasamente posibile pentru înființarea unei noi centrale nucleare între 2009 și 2010.13 În decursul anilor s-au mai

10. Comisia Europeană decide cu privire la împrumuturile acordate de Euratom.11. Împrumutul în valoare de 223,5 milioane € reprezintă suma exactă rămasă și neangajată în trezoreria Euratom.12. Comunicatul de presă Greenpeace, 25 februarie 2009.13. Ordinul Ministerului Industriei și Finanțelor nr. 2253/2008.

Figura 10. Fonduri alocate pentru deșeuri radioactive, RON

Sursa: Ministerul Energiei

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

30.000.000

35.000.000

40.000.000

45.000.000

50.000.000

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

Investiții la instalația pentru deșeuri arse

Investiții la depozitele de deșeuri

făcut și alte studii de fezabilitate și cercetare, ale căror costuri nu pot fi estimate. În plus, așa cum au arătat studiile la nivelul UE, cele mai multe subvenții indirecte din sectorul nuclear (care reprezintă cea mai mare parte a subvențiilor acordate sectorului energetic în ansamblu) se acordă pentru cercetare și dezvoltare. În România există mai multe institute de cercetare, ceea ce ne îndreptățește să tragem concluzia că au fost alocate sume semnificative. Cu toate acestea, este imposibil să se estimeze valoarea totală a subvențiilor indirecte, pentru că majoritatea au fost acordate în timpul regimului comunist, iar datele fie lipsesc, fie nu sunt de încredere.

Un alt cost care nu a putut fi estimat din cauza lipsei datelor a fost cel legat de investițiile în infrastructură (drumuri, alimentare cu apă, precum și modernizări ale rețelei). Au fost situații în care a trebuit să fie oprite reactoarele, din cauza lipsei apei. De exemplu, în perioada de secetă din 2003, centrala nucleară de la Cernavodă a fost închisă timp de aproape o lună din cauza nivelurilor scăzute ale apei în Dunăre. Cererea a fost acoperită prin creșterea producției în centralele pe cărbune. Pentru a îmbunătăți condițiile de navigare pe Dunăre între Călărași și Brăila, în scopul de a furniza mai multă apă de răcire pentru reactoarele de la Cernavodă, sunt necesare investiții semnificative, care sunt percepute de unii experți ca nefiind posibile din punct de vedere tehnic. În plus, costurile cu infrastructura rețelei vor fi ridicate. Ca referință, costul conectării la rețea a două reactoare de la Temelin a fost de circa 480 de milioane €. Costurile cu apa sunt și ele importante pentru aspectele economice ale unei centrale nucleare. Până acum, Nuclearelectrica a plătit apa folosită la nivelul taxei pentru apă industrială, pe care compania o consideră prea mare.

Având în vedere că programul nuclear din România a fost inițiat în anii 1970, majoritatea costurilor asociate proiectului fie nu sunt de încredere, fie sunt greu de estimat. De exemplu, subvenția la dobândă pentru împrumuturile contractate, garanțiile de stat, scutirea de taxe și reducerea bazei de impozitare; costurile sistemelor de securitate socială, cum ar fi pensii și avantaje sociale pentru personal; scutiri de taxe pentru daune miniere/contaminare radioactivă; scutiri de la costurile de asigurare; distorsionarea pieței de energie (sisteme de tarifare care avantajează industria nucleară, dispecerizare cu prioritate, bariere la intrarea pe piață, contracte pe termen lung cu prețuri peste prețul pieței); bani cheltuiți pe documentația de proiect și oferte de licitație pentru proiectul EnergoNuclear, precum și costurile studiilor de fezabilitate și altor studii de piață/cercetare.


25

© Andrew Kerr / Greenpeace


În acest studiu analizăm și cuantificăm subvențiile plătite industriei nucleare din România în ultimii 25 de ani, în întreg lanțul valoric, de la exploatarea minelor de uraniu, trecând prin producerea de combustibil și până la producerea energiei electrice. Evaluăm dacă proiectul propus pentru finalizarea reactoarelor 3 și 4 de la Cernavodă este fezabil din punct de vedere comercial, în scenariul actual și cele modelate ale pieței de energie. De asemenea, stabilim dacă finalizarea centralei nuclearo-electrice este o decizie de politică publică bună sau dacă există alte modalități mai ieftine, mai rapide și cu mai puține riscuri de a asigura acoperirea cererii de energie electrică din România.

Studiul nu are intenția de a furniza o evidență a tuturor subvențiilor acordate sectorului nuclear de-a lungul anilor. Suma totală cheltuită pentru construirea unităților 1 și 2 este estimată la 2,5 miliarde €. Nu știm dacă această valoare include și suma cheltuită pentru construirea reactoarelor 3 și 4. În total, compania națională de exploatare a uraniului a primit 139 de milioane RON pentru explorare și exploatare, precum și pentru activități de prelucrare și respectarea normelor de mediu. În plus, între 1993 și 2011 au fost acordate subvenții directe în valoare de 612 milioane de lei, prin investiții, subvenții pentru aprovizionare cu uraniu și respectarea normelor de mediu. Circa 1.134 de tone de apă grea, în valoare de 2,08 miliarde RON, au fost produse din 2006 pentru cele două reactoare planificate, în timp ce costurile de producere a apei grele pentru reactoarele 1 și 2 din perioada 1988-2012 au ajuns la 1,44 miliarde RON. Aproximativ 137 de milioane RON (care reprezintă o cincime din suma planificată pentru proiect) au fost investiți în construirea instalației de depozitare uscată pentru deșeuri radioactive. Nu se cunosc costurile pentru alegerea și pregătirea amplasamentului. Investițiile pentru instalațiile de depozitare a deșeurilor au ajuns la 106 milioane RON, iar pentru depozitul de deșeuri de combustibil uzat la 139 de milioane RON.

Costul pentru unitățile 3 și 4 de la Cernavodă poate depăși substanțial estimările inițiale. Cercetările noastre demonstrează că proiectul propus pentru Cernavodă nu este rentabil din punct de vedere economic în niciunul dintre scenariile modelate, în absența unor garanții semnificative din partea statului și a altor subvenții.

Comparație între sectorul energiei nucleare și cel al energiei din surse regenerabile

6

26

6.1 Subvențiile acordate sectorului nuclear


Analiza noastră are mai multe limitări. De exemplu, subvențiile modelate nu includ costul pentru dezafectare, prima de asigurare subvenționată, depozitarea și tratarea deșeurilor de combustibili și dezafectarea centralei. Valoarea acestor costuri nu este cunoscută și ar putea crește semnificativ factura finală pentru centrală, care ar trebui să fie acoperită de către plătitorii de taxe din România. În decursul anilor s-au mai făcut și alte studii de fezabilitate și cercetare, ale căror costuri nu au putut fi estimate. De asemenea, costurile pentru infrastructură au fost eliminate din analiză, nu pentru că ar fi irelevante, ci din cauza datelor insuficiente.

Analiza noastră nu compară subvențiile acordate sectorului nuclear cu cele alocate sectorului surselor regenerabile, pentru că acestea nu sunt comparabile. Ar trebui să comparăm subvențiile pe un orizont de timp diferit; mai mult, nu putem ști dacă cifrele pe care le-am folosit pentru această analiză (oferite de diverse instituții din sector) au fost denominate, și la nivelul cărui an. Deși studiile la nivel UE au arătat că în perioada 2008-2012 subvențiile în sectorul surselor de energie regenerabile au crescut considerabil și au fost chiar mai mari decât cele acordate pentru sectorul nuclear, încă nu putem să considerăm acest aspect ca o referință, întrucât nu s-au construit CNE noi în această perioadă.

27

Sursele de energie regenerabile reprezintă o parte mică, dar cu creștere rapidă în sectorul capacităților instalate de producere a energiei. Contribuția energiilor regenerabile în mixul energetic la sfârșitul anului 2013 este de circa 7%.14 Creșterea capacității instalate de producere a energiei este determinată, în principal, de dezvoltarea sectorului de energie eoliană. În 2012, energia din surse regenerabile a reprezentat 26,40 GWh, o creștere cu aproape 65% față de anul anterior datorită noilor capacități eoliene instalate. Conform Transelectrica, începând cu septembrie 2014, capacitatea instalată în parcuri eoliene era de 2.655 MWh în instalații solare de 1.220 MW, iar în instalații pe biomasă de 99 MW (a se vedea Tabelul 5 de mai jos).

6.2 Estimarea subvențiilor în sectorul energiei din surse regenerabile

Tabelul 5. Capacități de producție SER-E, MW

Sursa: Transelectrica

Trim. III 2014

Eoliană

Hidro (<10 MW)

Biomasă

Solară

TOTAL

2010 2011 2012 2013

520

670

438

25

1

1134

1696

491

43

98

2328

2594

531

66

1158

4349

2655

538

99

1220

4512

14. Raportul de monitorizare a pieței de energie electrică, ANRE – decembrie 2013.


Potențialul României de producere a energie eoliene este considerat cel mai ridicat din sud-estul Europei. Zonele Moldova și Dobrogea sunt considerate cele mai adecvate pentru dezvoltarea de parcuri eoliene. În special regiunea de sud-est a Dobrogei a fost clasată pe locul doi în Europa ca potențial pentru energia eoliană.15 Potențialul eolian al României este estimat la 14 000 MW capacitate instalată, ceea ce este echivalent cu o producție anuală de 23 TWh.

Piața energiei din surse regenerabile s-a extins în România datorită cadrului legislativ favorabil. Schema națională de sprijin pentru promovarea surselor regenerabile de energie a fost instituită în anul 2005. Pentru ca sectorul energetic să devină și mai atractiv pentru investitorii potențiali, schema națională de sprijin pentru promovarea surselor regenerabile a fost modificată în 2008, în vederea extinderii perioadei de aplicare și creșterii prețului certificatelor verzi. La fel ca în alte țări din Europa, cum ar fi Italia, Țările de Jos, Belgia și Suedia, România a decis să adopte un mecanism orientat către piață, pentru a compensa costurile suplimentare de investiție ale producătorilor de energie electrică din surse regenerabile.

Valoarea compensației variază în funcție de tehnologia folosită și pornește de la rata internă de rentabilitate economică (RIRE) aplicată capitalului propriu pentru fiecare tehnologie. Numărul de cereri pentru instalații noi pentru energie din surse regenerabile a crescut semnificativ datorită caracterului atractiv al schemei de prime. Tarifele generoase sau alocarea de certificate verzi pe MWh generat din surse regenerabile au condus la o piață exuberantă. Transelectrica și companiile de distribuție au făcut față cu greu numărului mare de cereri, iar guvernul și alți factori interesați, inclusiv sectorul producerii de energie termică, și-au exprimat îngrijorarea cu privire la capacitatea sectorului casnic și a industriei de a susține financiar o astfel de evoluție explozivă.16

Această situație a determinat modificări ale mecanismului de sprijin financiar: s-a redus la jumătate numărul de certificate verzi pe MWh subvenționat (3 CV pentru energie solară, în loc de 6, și 1 CV pentru energie eoliană, în loc de 2) și s-a diminuat semnificativ prețul unui CV, până la un preț minim istoric de 29,28 €/MWh în aprilie 2014 (valoare care a rămas neschimbată timp de 7 luni și care reprezintă plafonul de preț indexat), după ce în anii 2011 și 2012 prețul a fost de 56 €/MWh.17 Modificările frecvente au făcut ca legislația respectivă să fie mai complicată și nesigură. Nesiguranța legislativă, mai curând decât valoarea și numărul certificatelor verzi, este acum factorul care împiedică cel mai mult investițiile în sectorul surselor regenerabile din România.

Guvernul României a pus în aplicare mai multe măsuri împotriva surselor regenerabile. Printre acestea se numără reducerea cotei obligatorii de achiziționare a certificatelor verzi, taxa specială de construcție, introducerea obligației de a putea schimba ordinea de dispecerizare la Transelectrica de la 5 MW (pragul anterior fiind de 10 MW), restricționarea frecventă a producerii și scăderea pragului de obligație a consumatorilor industriali de a cumpăra certificate verzi.

Există mai multe tipuri de subvenții acordate sectorului energiei din surse regenerabile. În primul rând, există subvențiile directe, cum ar fi schema de susținere (mecanismul certificatelor verzi), granturile UE alocate pentru proiecte în domeniul surselor de energie regenerabile și alte tipuri de fonduri alocate. În al doilea rând, există subvențiile indirecte, cum ar fi investițiile necesare pentru modernizarea rețelei naționale. Pentru modernizarea rețelelor locale este nevoie de investiții semnificative, care trebuie să fie adăugate la costurile totale legate de producerea energiei din surse

28

15. Investiții și finanțare în domeniul energetic, o perspectivă generală a pieței energiei din surse regenerabile în România, studiu disponibil la adresa http://investeast.ro/renewable_energy_in_romania.pdf - accesat la 3 aprilie 2014.16. Conform OTS, la Transelectrica și la companiile de distribuție au fost trimise un număr semnificativ de cereri de aprobare a studiilor de soluție (o capacitate totală de 40 000 MW de la sfârșitul lunii decembrie 2012, numai pentru parcurile eoliene).17. Rapoartele lunare ale OPCOM pentru 2014, accesate la 13 noiembrie 2014; disponibile la adresa http://www.opcom.ro/tranzactii_rezultate/tranzactii_rezultate.php?lang=ro&id=22


regenerabile în România. Transelectrica a estimat că pentru modernizarea rețelei în vederea conectării unor capacități suplimentare de energie din surse regenerabile este nevoie de circa 500 de milioane €. Rețeaua ar trebui să fie oricum modernizată, chiar și fără injecția de energie din surse regenerabile. Prin urmare, nu putem să calculăm exact valoarea totală asociată cu modernizările necesare în sectorul surselor regenerabile.

Conform ANRE, prețurile de consum au crescut de la 0,026 lei/MWh în 2005 la 9,03 lei/MWh în 2011 și la 40,04 lei/MWh în 2013, ca rezultat al schemei de sprijin pentru sectorul surselor regenerabile. În pofida creșterilor recente, prețurile energiei electrice în România rămân printre cele mai scăzute din UE. Prețurile energiei electrice pentru consumatorii casnici se situează pe locul trei dintre cele mai mici din UE, după Bulgaria și Estonia, cu un tarif mediu pentru consumul casnic de 10,9 eurocenți/kWh în prețuri reale, cu toate taxele incluse (față de media UE, de 18,4 eurocenți/kWh) și pe locul al doilea dintre cele mai mici prețuri pentru sectorul industrial, după Bulgaria, cu 8 eurocenți/kWh (față de media UE, de 12,9 eurocenți/kWh). În figura de mai jos se prezintă situația subvențiilor acordate sectorului surselor de energie regenerabile prin mecanismul certificatelor verzi. Conform deciziei CE, între anii 2011 și 2016 se va acorda o sumă totală de 80,71 miliarde RON (19 miliarde €), pentru susținerea dezvoltării sectorului surselor de energie regenerabile în România.

România a declarat că dezvoltarea energiei regenerabile este o prioritate în Strategia Națională pentru Sectorul Energetic. Pentru a-și îndeplini obligațiile față de UE, sectorul energiei din surse regenerabile din România a fost inclus în cadrul de sprijin din partea fondurilor structurale europene. Aceste subvenții sunt compatibile cu regimul de sprijin specific pentru stimulentele pentru energie din surse regenerabile din România. Fondurile de investiții pot fi acoperite parțial de UE și de bugetul de stat al României (a se vedea Anexa 2 pentru o listă detaliată a tipurilor de fonduri și bugetele alocate). Trei proiecte desfășurate de institute de cercetare la începutul anului 2014 vor primi granturi pentru proiecte ESR, în valoare de 3 milioane €. În plus, la sfârșitul lunii martie 2014 a fost lansat noul program de finanțare pentru sectorul privat. Acest program se derulează în cadrul mecanismului financiar SEE și are ca obiectiv stimularea creșterii cotei de participare a energiei din surse regenerabile în consumul de energie. Programul are două componente, energia hidroelectrică și energia geotermală; pentru cofinanțare va fi disponibilă o sumă totală de 8,38 milioane €.

Un studiu realizat de Ecofys estimează că nivelul total al subvențiilor pentru energia din surse

29

Figura 11. Schema certificatelor verzi şi bugetul alocat

Sursa: ANRE

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

2

4

6

8

10

12

14

2013201220110

50

100

150

200

250

300

350

400

450

201320122011

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

GWh mn CV mn € €/MWh

Energia produsă

Număr total de CV

Buget pe MWh

Buget total


regenerabile în UE a atins valoarea de aproximativ 157 de miliarde € pentru perioada 2008-2012 (dintre care 40,8 miliarde € în 2012, în bani la nivelul anului 2012). Consultanții au avut probleme la evaluarea subvențiilor acordate înainte de 2008, deoarece pentru acea perioadă nu existau seturi de date complete și coerente. În pofida acestei dificultăți, Ecofys a evaluat valoarea totală a sprijinului acordat pentru perioada 1990-2007 la circa 70-150 de miliarde €, în bani la nivelul anului 2012. În Figura 12 se prezintă nivelul cel mai ridicat al sprijinului acordat pentru energie solară, în timp ce valoarea totală a sprijinului pentru energie nucleară și cărbune este apropiată de cea pentru energie solară și mai mare decât cea pentru energie eoliană. Pentru sectorul nuclear și al cărbunelui, nivelurile de sprijin pe unitate de producție sunt mult mai mici, întrucât cota acestor tehnologii în producția totală de energie electrică și termică este mult mai mare decât cota energiei solare și eoliene, arată studiul Ecofys.

30

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

Sol

ar

Căr

bune

Gaz

e

Nuc

lear

Bio

mas

ă

Geo

term

al

Hid

ro

Vânt

off

shor

e

Vânt

on

shor

e

Sol

ar

Căr

bune

Gaz

e

Nuc

lear

€2012/MWh

Costuri constante Intervenții (2012) și sprijin istoric direct


Aceste concluzii nu pot fi generalizate, întrucât cea mai mare parte a ajutorului de stat pentru energie nucleară și cărbune a fost acordată în perioada anilor 1950-1980, cu mult timp înainte ca energia fotovoltaică să fi fost concepută ca sursă de producere a energiei pe scară largă.

31

Figura 12. Costuri constante, intervenții totale, costuri externe defalcate pe tehnologii la nivelul anului 2012 și împărțite pe producție (în €2012 /MWh).

Sursa: Ecofys

Bio

mas

ă

Geo

term

al

Hid

ro

Vânt

off

shor

e

Vânt

on

shor

e

Sol

ar

Căr

bune

Gaz

e

Nuc

lear

Bio

mas

ă

Geo

term

al

Hid

ro

Vânt

off

shor

e

Vânt

on

shor

e

Interval

de preț

retail

Costuri externe (interval )Intervenții (2012) și sprijin istoric direct

(interval )


Construirea unor unități nucleare suplimentare în România este o decizie de politică publică necugetată. În acest studiu demonstrăm că industria nucleară din România a primit sume mari sub formă de subvenții directe și indirecte, de-a lungul timpului. În plus, demonstrăm că decizia de a construi noi centrale nucleare ar implica mai multe garanții și subvenții directe, plătite de consumatorii din România. Sectorul nuclear nu este viabil din punct de vedere economic în România (de fapt, nu este viabil în nicio altă țară din Europa).

Guvernul aduce frecvent argumentul că România ar avea nevoie de aceste reactoare aproape cu orice preț, pentru a acoperi cererea de energie, aflată în creștere. În continuare arătăm că aceste afirmații despre creșterea cererii sunt nefondate și că există modalități mai ieftine, mai rapide și mai flexibile de a acoperi necesarul de energie, față de construirea unor capacități nucleare de 1.400 MW.

Așa cum se poate vedea în Figura 13 de mai jos, în România cererea de energie nu a mai crescut în ultimul timp. Industria este, pe departe, sectorul cu cea mai mare contribuție la consumul de energie electrică în România. Consumul de energie a scăzut semnificativ și este puțin probabil să crească, chiar dacă PIB-ul se redresează datorită creșterii (deși lentă) a eficienței industriei românești. A se vedea Figura 14 de pe pagina următoare.

33

Figura 13. Consumul final de energie electrică în România

Sursa: Entso-E

Recomandări de politici publice

7

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

GWh

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000.000

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

Casnic

Industrie

Transport

Agricultură/Silvicultură

Servicii


34

Capacitatea totală a instalațiilor de producere a energiei electrice din România este adecvată pentru nivelul actual al cererii, chiar și în scenariul puțin probabil de creștere a cererii, considerând că instalațiile învechite existente, neconforme cu standardele de mediu ale UE, ar trebui să fie modernizate sau înlocuite cu unități cu un cost constant al energiei mai mic decât unitățile nucleare. Exportul României este robust și atinge în mod obișnuit 10% din consumul anual, așa cum se arată în Figura 15 de mai jos.

În primul rând, România ar trebui să se concentreze pe gestionarea mai bună a cererii de energie, mai degrabă decât pe construirea de noi capacități. Figura 16 ilustrează modul în care gestionarea răspunsului la cerere ar putea conduce la scăderea vârfurilor de sarcină, diminuând astfel necesarul de noi centrale electrice. Gestionarea răspunsului la cererea de energie reprezintă deja circa 10% din cei 150 GW de pe piața de substituție PJM din SUA și echivalează cu 15 GW de sarcină la oră de vârf.

Figura 14. Consumul de energie electrică în România, pe sectoare de activitate

Sursa: Institutul Național de Statistică

Figura 15. Exportul de energie electrică din România


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

GWh

GWh

MW


Gestiunea răspunsului la cerere joacă deja un rol semnificativ pe piața energiei din Regatul Unit, inclusiv pe piața de echilibrare. Având în vedere că folosirea aparatelor inteligente devine din ce în ce mai răspândită în gospodăriile din România, nu sunt motive pentru care gestiunea răspunsului la cerere nu ar putea avea efecte în curba de sarcină similare cu cele din Marea Britanie și SUA.

Creșterea gradului de interconectare cu țările vecine este a doua modalitate mai ieftină, mai rapidă și mai flexibilă de a „crea” sarcină (sau mai degrabă de a evita vârful de sarcină), față de construirea de noi capacități de producere a energiei nucleare.

Din cauza naturii stocastice a cererii, suma vârfurilor de sarcină de pe piețele individuale este mai mare decât vârful corespunzător unei piețe combinate. Figura 17 de pe pagina următoare ilustrează acest argument. Se prezintă diferența dintre curba de sarcină pentru ziua cu cel mai mare consum din 2013 în România (14.01.2013) și curba de sarcină a unei zone de piață combinate, care include Serbia, Ungaria și Bulgaria. Graficul ilustrează clar că vârfurile de sarcină sunt mai puțin pronunțate într-o zonă mai mare de piață.

Un alt beneficiu important al unei mai bune interconectări regionale este nevoia mai mică de servicii auxiliare, ca urmare a scăderii erorii de prognozare referitoare la sarcina unei zone combinate. Un bun exemplu este cel al Germaniei, după ce cei patru OTS ai săi au început să facă ofertarea pentru servicii auxiliare în cadrul unei licitații comune, ceea ce a condus la scăderi de preț semnificative și a permis menținerea capacității licitate la un nivel constant (la 2 GW pentru rezerva de control secundară), în ciuda sarcinii tot mai mari provenite de la capacitățile de producere din surse regenerabile, cu caracter intermitent.

35

Figura 16. Efectul modelat al gestiunii răspunsului la cerere în România

Sursa: Entso-E (2014), Transelectrica

4800

5300

5800

6300

6800

7300

7800

8300

8800

242322212019181716151413121110987654321

Sarcină cu gestionarea răspunsului la cerere

Sarcină


În afară de faptul că este unul din cele mai scumpe moduri de producere a energiei electrice, așa cum se arată în Figura 18 de mai jos, energia nucleară este și unul dintre cele mai puțin flexibile. Mai multă energie nucleară ar însemna o capacitate mai mare de rezervă și nevoia de capacitate de echilibrare flexibilă, care deja este deficitară în România. Aceasta ar însemna costuri și mai mari pentru sistemul energetic din România.

36

€/MWh

Figura 17. Curba de sarcină zilnică în România și curba modelată în România și în țările vecine


Figura 18. Costul constant al energiei electrice pentru diverse surse de producere


0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

242322212019181716151413121110987654321

Indexat pentru România

Indexat total

0

20

40

60

80

100

120

Vânt(on shore)

FotovoltaicLignitCărbune(huilă)

Gaze(motor)

CCGTNuclear


38

Construirea reactoarelor 3 și 4 nu se justifică din punct de vedere al costurilor suportate de societatea românească: în funcție de prețurile viitoare ale energiei și pornind de la ipoteza că nu se depășesc costurile, subvenția necesară numai pentru costurile de construcție ar fi între 25 și 55 de miliarde € pe durata de viață a proiectului (cel mai probabil mai aproape de limita superioară, având în vedere că prețurile energiei în regiune au șansa de a rămâne scăzute). Aceasta ar impune o creștere între 9 și 18% a facturii medii pentru consumul casnic. Această subvenție este doar o estimare parțială, care tinde să fie eronată prin subestimare. Estimarea nu ia în considerare costurile suplimentare cu dezafectarea și depozitarea deșeurilor, subvențiile pentru ineficiență în întreprinderile de stat implicate în extracția uraniului și producerea de apă grea, asigurarea pentru accidente nucleare, costurile mai ridicate de echilibrare a sistemului energetic național, având în vedere inflexibilitatea producției nucleare, precum și costurile suplimentare de consolidare a rețelei în zona Dobrogei, care are deja un grad ridicat de congestie.

Pentru ca proiectul să fie rentabil, guvernul ar trebui să scadă costul finanțării prin oferirea de garanții pentru împrumuturi destinate construirii și exploatării centralei. Garanțiile pentru împrumuturi ar trebui să fie aprobate de Comisia Europeană, întrucât sunt considerate ajutoare de stat, care pot denatura piața de energie. Privind retrospectiv, chiar și primele două unități de la Cernavodă nu au fost justificate din punct de vedere economic la vremea respectivă.

În orice caz, ținând cont de riscurile financiare asociate cu un proiect atât de mare, ar fi o lipsă de responsabilitate din partea guvernului să-și asume orice angajament ferm în acest sens înainte de finalizarea strategiei sale în domeniul energiei. Strategia ar trebui să indice dezvoltarea cu costurile cele mai mici pentru toate resursele energetice și să ia în considerare cererea viitoare (inclusiv distribuția teritorială a celor mai mari consumatori de energie și eforturile de eficiență energetică), precum și viitoarele interconectări regionale, care ar trebui să conducă la tăierea vârfurilor de sarcină în regiune și la reducerea prețurilor energiei electrice.

De fapt, strategia energetică ar trebui să se concentreze pe viitor: în loc să investească în tehnologii învechite, precum CANDU 6 (chiar și cu modernizări) și în capacități uriașe concentrate într-o singură zonă, să urmeze tendința ultimilor ani din Europa și țările dezvoltate, care se îndreaptă către o distribuție geografică a unităților de producție, flexibilă, bazată pe surse regenerabile de energie și pe corelația dintre cerere și ofertă, pentru optimizarea consumului.

Producerea răspândită din punct de vedere geografic de energie electrică, cu tehnologii moderne este mai eficientă, mai flexibilă și mai puțin vulnerabilă la riscuri de întrerupere a furnizării, optimizând investițiile în rețele și crescând flexibilitatea pentru consumatorii industriali care-și pot construi fabricile în amplasamente justificate de alți factori economici, cum ar fi piețele disponibile

Concluzie8

8 Concluzie

pentru producția sau serviciile pe care le furnizează. România nu are nevoie de centrale nucleare noi pentru că are resurse suficiente de furnizare și chiar exportă cantități mari de energie.

Este puțin probabil ca cererea de energie electrică să crească în România, chiar dacă PIB-ul va crește. Cererea a stagnat în ultimii ani, iar cererea în industrie a înregistrat o scădere, pe fondul recesiunii și creșterii eficienței. Ne așteptăm ca eficiența energetică să înregistreze în continuare o evoluție ascendentă, pe măsură ce România recuperează diferența față de media UE în această privință.

În afară de creșterea eficienței energetice, România ar trebui să se preocupe de gestionarea mai bună a cererii. În special, ar trebui să se concentreze pe aplicarea unor reforme instituționale și de reglementare, care ar permite participarea dinamică a cererii pe piața de vânzare cu ridicata și pe piața de echilibrare, activitate cunoscută și sub numele de gestionare a răspunsului la cerere. De asemenea, România ar trebui să continue proiectele de extindere a interconectării transfrontaliere cu vecinii săi și să participe mai departe la inițiativa de cuplare a piețelor de energie, la care România a aderat cu succes în noiembrie 2014.

Ca o considerație finală, prin concentrarea a 30-35% din capacitatea viitoare de producere a energiei într-o singură zonă crește riscul de întrerupere a curentului în sistemul energetic național în caz de secetă, în cazul unei calamități nucleare sau chiar în cazul unui atac terorist.

39

© Nicolas Fojtu / Greenpeace

Anexa 1. Principalele organizații implicate în sectorul energiei nucleare

Sursa: RATEN, Regia Autonomă Tehnologii pentru Energia Nucleară


40

Anexe

PrimulMinistru

MinisterulEnergiei

CNCANComisia Națională pentru Controlul

Activităților Nucleare

ANDRAgenția Nucleară

și pentruDeșeuri Radioactive

RAANRegia Autonomă

pentruActivități Nucleare

RATENRegia AutonomăTehnologii pentruEnergia Nucleară

SNN S.A.SocietateaNațională

Nuclearelectrica

ROMAGPROD

Uzina de apă grea

ROMAGTERMO

TermocentralaDrobeta Tr. Severin

ICNInstitutul

de CercetăriNucleare

CITONCentrul de Inginerie

TehnologicăObiective Nucleare

CNECERNAVODĂ

Unitățile 1 și 2

FCN PITEȘTIFabrica de

CombustibilNuclear

8 Anexe

Anexa 2. Fonduri de investiții pentru sectorul SER

FEDR: Fondul european de dezvoltare regională, programul operațional sectorial de creștere a competitivității economice, măsura 4.2, Investiții în energie din surse regenerabile. Perioada programului: 2007-2013; Finanțare disponibilă: 463 de milioane EUR; 88% fonduri UE nerambursabile, 12% cofinanţate de Ministerul Economiei; O singură companie poate primi până la 18 milioane € fonduri nerambursabile pentru proiecte eoliene, pentru a acoperi până la 70% din costurile de investiţii eligibile.

FEADR: Fondul european agricol pentru dezvoltare rurală, măsura 121, Modernizarea exploatațiilor agricole Pentru producerea energiei electrice exclusiv pentru uzul fermelor, fără injectare în rețea: Costurile maxime eligibile pentru proiect nu pot depăși 2 milioane €; Cofinanțare de până la 40% din costurile eligibile (800 000 €) Perioada 2010-2013 Pentru proiecte care includ investiții în producția agricolă: Costurile maxime eligibile pentru proiect nu pot depăși 3 milioane €;

Granturi SEE, începând cu anul 2007, în valoare de 306 milioane €; 97% finanțate de Norvegia: Alocare pentru România: 190,75 mil. €; plus 115 mil. € pentru perioada 2009-2014; Disponibile pentru ONG-uri, institute de cercetare, sectoare publice și private în domenii legate de mediu și schimbări climatice, sănătate, societate civilă, probleme sociale, justiție, cercetare și burse; În perioada 2004-2009 a fost disponibil un grant în valoare de 672 de milioane €, prin care s-au finanțat 800 de proiecte; 200 dintre acestea au beneficiat de finanțare comună din granturi SEE și granturi norvegiene; Un sfert din granturi utilizate pentru protecția mediului și dezvoltare durabilă. Majoritatea finanțărilor au fost destinate creșterii eficienței energetice și a energiei din surse regenerabile în clădiri publice, cum ar fi școli și spitale. Elementul esențial este creșterea competitivității sectoarelor ecologice: Eficiență energetică: alocarea a 8 milioane €; Energie din surse regenerabile: alocare a 8 milioane €; Inovație în industria ecologică: 24 de milioane €.

Fondul pentru Mediu din România, administrat de Ministerul Mediului: Granturi pentru finanțarea a până la 50% din costurile eligibile pentru proiecte eoliene; În București și județul Ilfov, cofinanțare maximă de 40%; Suma maximă pe care a putut să o primească un beneficiar a fost de 300 de milioane RON; În programul încheiat în 2010 au fost finanțate 50 de proiecte, cu 440 de milioane RON; În 2011 finanțarea a crescut la 900 de milioane RON, în condițiile în care nu era clar dacă se puteau depune proiecte noi în perioada 2012-2013.

BERD și SFI, anul 2011: 114,8 milioane € și 73 de milioane € acordate societății EDP Renovaveis pentru parcuri eoliene; BERD a acordat un împrumut de 10 milioane € băncii Raiffeisen pentru sindicalizarea unor împrumuturi destinate proiectelor de eficiență energetică, de până la 2,5 milioane € fiecare.

BEI: a furnizat un împrumut de 200 de milioane € pentru un parc eolian (proiectul CEZ) în 2010.

41


42

Anexa 3. Subvenții principale acordate sectorului nuclear din România

Sursa: Calculele autorului, pe baza datelor oficiale18

18. Nu știm dacă datele furnizate au fost denominate la nivel de an.19. Această valoare este inclusă și în nivelurile de subvenție în toate cele trei scenarii, pe întreaga durată de viață.

Subvenție Perioadă Valoare

Construirea unității 1

Construirea unității 2

Construirea unităților 3 și 419

Subvenții pentru explorarea, exploatarea, transportul, prelucrarea uraniului

Dezvoltarea unei noi mine de uraniula Tulgheș-Grințieș

Costuri pentru furnizare de uraniu, investiţiişi protecţie socială la minele de uraniu

Costuri cu evacuarea apei și cu monitorizarea mediului și a sănătății umane la cele 3 mine de uraniu, Ciudanovița, Lișava și Avram Iancu

1980 - 1996

2000 - 2004

1990 - 2012

planificat

Demararea proiectului planificată în 2015

Total: 666 mil. €

2,2 mld. $

7,6 mld. €

91 mil. €

138,69 mil. RON

2005 - 2013 30,81 mil. RON

1993 - 2011 612,55 mil. RON

- 60 mil. €- 382,5 mil. € (incl. împrumut de 218 mil. € de la Canada)- 223,5 mil. € (împrumut de la Euratom)

(pentru o perioadă de 7 ani)

Apă grea pentru unitățile 1 și 2

Scenariu actual

Scenariu cu preț redus

Scenariu cu preț mediu

54,98 mld. €

(prețuri în bani la valoarea din 2014)

46,75 mld. €

137 mil. RON

105,6 mil. RON

0,40 mil. RON

11,49 mil. RON

26,19 mld. €

Apă grea pentru unitățile 3 și 4

Estimări ale subvențiilor pentru unitățile planificate 3 și 4

Depozitul Intermediar pentru Combustibil Ars (DICA)

Depozitul Final de Deşeuri Slab şi Mediu Active (DFDSMA)

Depozitul Intermediar pentru Deșeuri Radioactive (DIDR)

Alte investiții pentru depozitarea și tratarea deșeurilor

1988 - 2012

2006 - 2014

2001 - 2012

1990 - 1996

1990 - 2012

Subvenție timp de 35 de ani

1,44 mil. RON

2,08 mil. RON


44

Boccard, N., The Cost of Nuclear Electricity: France after Fukushima, 2013.

Consiliul Reglementatorilor Europeni în domeniul Energiei (2011), Status Review of Renewable and Energy Efficiency Support Schemes in Europe (Analiza situației schemelor de sprijin în domeniul energiei din surse regenerabile și eficienței energetice), Consiliul Reglementatorilor Europeni în domeniul Energiei, Bruxelles.

Ecofys Consultancy (2014), Subsidies and costs of EU energy: An interim report (Subvenții și costuri ale energiei în UE: Raport intermediar), comandat de Comisia Europeană, Directoratul General pentru Energie, accesat la 10 noiembrie 2014; disponibil la adresa:http://ec.europa.eu/energy/studies/doc/20141013_subsidies_costs_eu_energy.pdf

Energy Investments & Finance, An Overview of the Renewable Energy Market in Romania (Investiții și finanțare în domeniul energetic, o perspectivă generală a pieței energiei din surse regenerabile în România), accesat la 3 aprilie 2014, disponibil la adresa:http://investeast.ro/renewable_energy_in_romania.pdf

OCDE și Agenția pentru Energie Nucleară, Liability amounts and financial security limits( Valori pentru răspunderea civilă și limite pentru securitatea financiară), iulie 2014, accesat la 14 octombrie 2014, disponibil la adresa:https://www.oecd-nea.org/law/2014-table-liability-coverage-limits.pdf

Rapoartele lunare ale OPCOM pentru 2014, accesate la 13 noiembrie 2014, disponibile la adresa: http://www.opcom.ro/tranzactii_rezultate/tranzactii_rezultate.php?lang=ro&id=22

Pöyry (2011), Ex-post evaluation of the Euratom Loan Facility (Evaluare ex-post a facilității de împru-mut Euratom), raport pentru Comisia Europeană, Direcția Generală Afaceri Economice și Financiare, 3 iunie 2011.

Tudor & Asociații, Studiu care analizează motivele și contextul care au condus la insolvența RAAN, octombrie 2013.

Lucrări citate

Greenpeace este o organizaţie internaţională independentă, prezentă în peste 40 de ţări din întreaga lume, care acţionează pentru a schimba atitudini şi comportamente, pentru a proteja şi conserva mediul înconjurător şi pentru a promova pacea.

www.greenpeace.ro

Fundația Greenpeace CEE România

Strada Ing. Vasile Cristescu nr. 18, sector 2, București

Telefon/fax: +40 31 435 57 43

E-mail: [email protected]

costul energiei nucleare pentru românia - greenpeace.org · dintre tehnologiile de producere a...

Documents