DECARBONAREA SISTEMULUI ENERGETIC Gazul, singura soluţie pentru tranziţia energetică a ţării noastre

Data: 10-03-2021

SURSA:BURSA

Ţinta stabilită de Comisia Europeană pentru reducerea drastică a emisiilor de CO2 până în anul 2030 va fi greu de atins, dacă taxonomia impusă de la Bruxelles nu va permite utilizarea gazului pentru întreaga perioadă de tranziţie energetică, au susţinut specialiştii din domeniul energetic în cadrul unei dezbateri privind decarbonarea economiei în ţara noastră, organizată, ieri, de energynomics.ro.
Multe dintre companiile actuale din energie nu vor îndeplini condiţiile de calificare restrictive ce vor fi introduse de la 1 martie 2022 printr-o nouă schemă de cogenerare pregătită de Guvern, a declarat Niculae Havrileţ. secretar de stat în Ministerul Energiei.
„De la 1 martie 2022 va fi o nouă schemă de cogenerare, dar condiţiile de calificare vor fi mai restrictive şi o mare parte din actualii beneficiari nu se vor mai califica, din cauza tehnologiilor depăşite, perimate, care au rămas la nivelul anilor ’70. Va fi o nouă schemă, cu condiţii greu de îndeplinit pentru aceştia sau mai uşor de îndeplinit pentru noi investiţii cu tehnologii de viitor”, a afirmat Niculae Havrileţ.
În privinţa introducerii hidrogenului pentru realizarea mixului energetic, secretarul de stat a precizat că aceasta va fi grăbită dacă oficialii de la Bruxelles vor stabili un termen limită privind taxonomia prin care se solicită ca producătorii de energie să nu depăşească cota de 100 grame de emisii de CO2 pe kilowat-oră.
„Singurul care poate asigura acest nivel al taxonomiei e hidrogenul, dar în acest moment România nu are încă tehnologia necesară şi nici consumatori importanţi de hidrogen. La ora actuală, utilizăm hidrogenul la câteva rafinării din ţară pentru produse petrochimice, dar încă nu îl folosim la producţia de energie electrică. Există o iniţiativă care pleacă de la producătorii de petrol şi gaze, prin care să se investeasca într-un proiect integrat care va utiliza hidrogenul de la producere la utilizare, în special în zona transportului greu. Mai ales că va fi realizată o reţea pan-europeană privind înfiinţarea unui coridor de transport care să folosească hidrogenul. Referitor la taxonomie, există o discuţie la nivel european ca emisiile de CO2 să poată să crească până la cantitatea de 250 grame sau 350 grame pe kilowat-oră, cu condiţia ca producătorii de energie să utilizeze, pe lângă gaze naturale, şi hidrogen.
Astfel, în 10-15 ani, producătorii de energie ar urma să se încadreze în normele de emisie impuse de Uniunea Europeană. Dacă se va stabili că respectiva cantitate de emisii poate fi de 350 grame pe kilowat oră, ea poate fi asigurată şi de producerea energiei electrice doar din gaze naturale”, a arătat Niculae Havrileţ.
Domnia sa a precizat că Ministerul Energiei împreună cu Ministerul Investiţiilor şi Proiectelor Europene şi cu Banca Europeană de Investiţii redactează trei elemente importante pentru proiectele ce vor fi realizate în anii următori: transpunerea în legislaţia naţională a Directivei Europene 410/2018 care se referă la fondul de modernizare, stabilirea unui ghid de finanţare şi stabilirea unei scheme de ajutor.
„Am contribuit şi la rescrierea Planului Naţional de Redresare şi Rezilienţă, pe domeniul energetic, şi în câteva zile acesta va fi pus în dezbatere publică. (…) Împreună cu Autoritatea Naţională pentru Reglementare în Energie se va stabili un nou regulament privind contractele negociate, încheiate bilateral pe perioadă extinsă şi vor fi liberalizate şi unele activităţi cum ar fi gestionarea pieţelor şi a unor elemente care vizează mărirea capacităţii de interconectare a sistemului energetic naţional cu ţările vecine şi cu intenţia de extindere a cuplării pieţelor cu zona de vest, în special cu Austria şi Germania. În privinţa contractelor pentru diferenţă, încercăm să le sprijinim după modelul din Polonia, care ajută investiţiile. Le vom introduce în schema de ajutor de stat pe care o lucrăm cu Ministerul Investiţiilor şi Proiectelor Europene în contextul aplicarii liniilor din fondul de modernizare”, a mai spus Niculae Havrileţ.
Legat de energiile regenerabile, secretarul de stat din Ministerul Energiei a menţionat că speră ca până în anul 2027 să atragem toate fondurile puse la dispoziţie pentru a creşte capacităţile de energie regenerabilă, şi mai ales de energie eoliană din onshore şi offshore.
„Oportunităţile din Marea Neagră se cifrează la zeci de mii de MW atât în eoliene cu fundaţie cât şi în eoliene plutitoare. Onshore-ul are condiţii în zona de vest şi zona de est, ultima fiind mai aglomerată, fapt care creează un dezechilibru ce poate fi soluţionat prin permiterea de către Transelectrica a unor noi investiţii necesare intrării energiei regenerabile în sistemul energetic naţional. În zona de vest a României avem parte un vânt bun care poate fi utilizat corect de noile tehnologii din domeniul energiei eoliene. Exista fonduri, oportunităţi, dar trebuie să creăm mecanismele de utilizare a acestor fonduri, cu o structură care să nu fie birocratică. (…) Dorim să ajutăm investiţiile care se bazează pe granturi europene. Dacă ne referim la perioada 2025-2030 putem conta pe un sprijin de 20 miliarde euro doar pentru zona energetică”, a precizat Niculae Havrileţ.
• Complexul Energetic Oltenia, în aşteptarea aprobării planului de restructurare
În cadrul dezbaterii, secretarul de stat din Ministerul Energiei s-a referit şi la planul de restructurare al Complexului Energetic Oltenia, document care se află în analiza şi verificarea Comisiei Europene. Situaţia este incertă ţinând cont că oficialii de la Bruxelles au ridicat unele obiecţii, iar Complexul Energetic Oltenia este cel mai mare producător de energie electrică pe bază de cărbune şi reprezintă între 20% şi 24% din mixul naţional de energie şi nu poate fi deocamdată înlocuit.
„Suntem în situaţia în care unul din cei mai mari producători de energie electrică are un plan masiv de restructurare, nu doar din perspectiva finanţărilor, ci şi a fondului – vorbim de câteva miliarde de euro, dar şi de producţia de energie electrică care vine de la Complexul Energetic Oltenia şi care este de importanţă majoră pentru mixul energetic intern. Am lucrat împreună la acest plan, la care am pornit de la ajutorul de salvare acordat anul trecut. Reprezentanţii Comisiei Europene vor veni să verifice condiţiile incluse în planul de restructurare, vor verifica elementele de succes în
aplicarea acestui plan, dar şi elementele care nu asigură implementarea corectă a documentului respectiv”, a spus Niculae Havrileţ.
Referitor la această temă, Daniel Burlan, directorul general al Complexului Energetic Oltenia, a arătat că, deşi este posibil ca în anul 2050 să avem un sistem energetic sigur şi complet decarbonizat, până în anul 2030 avem nevoie de actualul sistem, de actualele capacităţi care produc energie electrică pe bază de cărbune, deoarece, conform domniei sale, „acoperirea din import a unei părţi mari din consumul intern de energie implică riscuri legate de disponibilitatea sistemelor energetice din ţările din jurul nostru”.
În acest moment, în cadrul Complexului Energetic Oltenia funcţionează patru termocentrale pe cărbune, 12 grupuri energetice, capacitatea instalată fiind de 3750 MW, iar producţia pe oră de 10TW.
Complexul are emisii de CO2 între 0,85 şi 0,89 tone pe MW-oră. „Evoluţia impredictibilă a preţului certificatelor verzi, nevoia continuă a investiţiilor de mediu – care au fost de 900 milioane euro în perioada anilor 2011-2019, cerinţele de mediu ale Comisiei Europene, ne-au determinat să întocmim un plan de restructurare notificat anul trecut Comisiei de la Bruxelles. Planul presupune modificarea structurală a producţiei de energie dintr-o producţie bazată pe lignit într-un mix energetic – gaz, regenerabile, cărbune, care la sfârşitul perioadei de implementare va duce, în 2026, la emisii de 0,52 tone pe MW-oră, adică mai mici decât cele înregistrate în prezent de concernul german RWE. Planul presupune investiţii în capacităţi noi de producţie – parcuri fotovoltaice, centrale pe gaz cu capacitate totală instalată de 1325 MW – din care 850 MW în Işalniţa şi 475 MW în Turceni, şi o microcentrală. Centralele pe gaz vor fi pregătite să introducă în procesul de producţie cel puţin 30% hidrogen în momentul în care tehnologia va permite acest lucru. Parcurile fotovoltaice vor fi realizate în opt perimetre şi însumează o capacitate de 735 MW. Microcentrala de 10 MW va fi amplasată în Turceni. Pe măsura ce vor fi puse în funcţiune aceste capacităţi noi de producţie a energiei, se vor închide capacităţile pe cărbune. Am identificat locaţiile unde vom monta parcurile fotovoltaice şi, pe măsură ce vom închide capacităţile pe cărbune, vor rezulta noi suprafeţe din haldele de steril unde pot fi montate parcuri fotovoltaice. Gazul e mai accesibil pentru că avem deja infrastructura şi conexiunile necesare atât la Işalniţa, cât şi la Turceni. Există soluţii ca în aceste centrale pe gaz să fie introdus hidrogen când acest lucru va fi posibil”, a declarat Daniel Burlan, preşedintele Directoratului CE Oltenia.
Domnia sa a afirmat că planul naţional privind decarbonizarea economiei ar trebui stabilit printr-o lege, aşa cum s-a procedat în Germania, care şi-a stabilit ca ţintă a închiderii capacităţilor pe cărbune anul 2038, cu doi ani mai devreme decât termenul stabilit de Polonia.
• Lipsa forţei calificate de muncă, o problemă cu care s-ar putea confrunta CE Oltenia
În privinţa situaţiei actuale a planului de restructurare a CE Oltenia, Daniel Burlan a spus că observaţiile ridicate de Comisia Europeană sunt legate de caracterul adecvat al ajutorului de stat, de posibilitatea ca o parte din investiţiile propuse prin plan să fie susţinute financiar de o parte dintre acţionari, de justificarea procentului de 42% contribuţie proprie şi de restabilirea viabilităţii companiei la finalul perioadei de implementare.
„Am arătat că vom avea profit la sfârşitul perioadei de implementare, că nu vom mai avea nevoie de sprijinul statului şi că vom atrage proiecte noi. Sperăm ca în urma analizei şi răspunsurilor trimise de statul român, vom avea un plan de restructurare aprobat de Comisia Europeană. Până atunci, am început achiziţionarea certificatelor de CO2 din surse proprii. Aşteptăm finanţarea din ajutorul de stat, există chiar discuţii cu Comisia Europeană privind planul de restructurare, există un dialog pentru a găsi o posibilitate de a finanţa parte din programul de restructurare în vederea achiziţionării certificatelor verzi, dar pregătim şi alte soluţii, gen împrumuturi de certificate cu rambursare până la sfârşitul anului. Dacă planul de restructurare actual va fi respins de Comisia Europeană, noi suntem pregătiţi să trecem de achiziţionarea certificatelor verzi până la termenul limită de 30 aprilie, după care vom lucra la alt program. Cu toate acestea, speranţa noastră este că se va aproba planul actual, deoarece din discuţiile avute cu cei de la Comisia Europeană am reţinut că acest plan îmbunătăţit va fi aprobat de oficialii de la Bruxelles”, a mai spus directorul general al CE Oltenia.
El a mai menţionat că, odată cu restrângerea activităţii, va exista şi o restructurare de personal, dar, cel puţin în primă fază numărul persoanelor disponibilizate va fi redus.
„CEO are un personal îmbătrânit, cu vârsta medie de 51 de ani, şi foarte mulţi salariaţi vor îndeplini condiţiile de pensioare. Din acest punct de vedere, programul de disponibilizări e mai uşor. În acest an vor pleca din sistem 780 de salariaţi, dintre care 480 îndeplinesc condiţiile de pensionare. Se pare însă că numărul de salariaţi care îndeplinesc condiţiile de pensionare este mai mare şi există riscul să pierdem personal calificat ce va fi greu de înlocuit de personalul fără experienţă. Discuţiile din acest moment din spaţiul public despre reducerea vârstei de pensionare în acest sector de activitate, dacă ar fi puse în practică, printr-un act normativ, ar avea un impact negativ pentru CEO deoarece nu mai sunt specialişti în acest domeniu şi nici şcoli care să îi pregătească”, a precizat Daniel Burlan.
• Investiţiile în energie, prioritate naţională
Mediul privat de afaceri este interesat să investească în domeniul energetic, în energiile regenerabile, iar schema de bonus de cogenerare propusă de Ministerul Energiei pentru anul viitor are putea să crească dinamica investiţiilor.
„În momentul de faţă, trebuie să pregătim proiecte care să includă şi sursele regenerabile. Trebuie să avem grijă ca noile centrale de cogenerare pe care le propunem să fie extrem de prietenoase cu mediul şi cred că o să apară în timp scurt soluţii hibride în care tehnologiile de cogenerare vor fi combinate cu energii regenerabile: panouri solare, panouri fotovoltaice, etc.. Sper ca această schemă de bonus de cogenerare să intre în funcţiune cât mai repede, chiar dacă e prevăzută pentru anul următor şi să nu mai fie orientată către acoperirea costurilor de exploatare, ci către promovarea investiţiilor”, a afirmat, în cadrul aceleiaşi dezbateri, Cristian Athanasovici, Business Developer Manager Kawasaki Gas Turbine Europe GmbH.
Investitorii arată că în demararea proiectelor din domeniul energiei este importantă şi taxonomia impusă de Comisia Europeană.
„Discuţia despre taxonomie e importantă şi durează de câteva luni la Bruxelles, dar este necesară pentru a permite gazului să fie combustibil de tranziţie, deoarece aceasta este singura şansă a României. Avem o rezervă considerabilă la Marea Neagră şi una exploatată din onshore, care vor ajuta sectorul energetic să treacă peste perioada de tranziţie. Această taxonomie de 250 grame pe kilowat-oră sau 350 grame pe kilowat-oră pe toată durata de funcţionare a capacităţilor de producţie, vor permite tuturor proiectelor cu combustibil pe gaz să intre sub incidenţa finanţării Comisiei Europene. La jumătatea perioadei de funcţionare a unei centrale se poate interveni cu hidrogen şi pot fi scăzute emisiile de CO2. (…) E foarte important unde se opreşte limita taxonomiei pentru a vorbi despre un plan real în domeniul hidrogenului. Privind tehnologic avem limitele care înseamnă timp. E clar că se fac proiecte şi conectarea la reţea va fi mai facilă abia peste 4-5 ani şi nu putem să venim cu o tehnologie limitată. 250 grame emisii CO2 pe kilowat-oră pe întreaga durată de funcţionare a capacităţilor de producţie este un compromis care va face viabilă tranziţia pe emisii reduse cu orizontul anului 2030”, susţine Petru Ruşeţ, Managing Director Siemens Energy România.
„E de bun augur ideea că mergem către gazul de tranziţie. Preţul certificatelor privind emisiile de CO2 are un impact pentru toate companiile care au o cheltuială semnificativă privind energia – peste 1 milion sau 1,5 milioane de euro pe an. Toate acestea vor avea de suferit prin prisma preţului certificatelor verzi, dacă nu va exista un mecanism de sprijin din partea Comisiei Europene”, a precizat Mihai Drăghici, Senior Manager, Business Advisory Services, EY România.
El a amintit că Uniunea Europeană alocă între 20 şi 30 miliarde euro pentru proiectele din domeniul energetic din ţara noastră, pe diferite axe, că avem la dispoziţie aceste sume importante, dar ele nu vin gratis, ci doar pentru realizarea unor proiecte relevante pentru reformarea sistemului energetic naţional, care să ducă la o reducere drastică a emisiilor de CO2.
„Pe măsură ce setăm targete tot mai ambiţioase, alocările gratuite de emisii de CO2 vor fi reduse. În momentul de faţă se discută restrângerea sectoarelor economice către care se alocă aceste emisii de CO2. Este în discuţie alocarea de emisii gratuite companiilor care prezintă riscul de a îşi muta producţia în afara Uniunii Europene. Deocamdată a fost alcătuită o listă preliminară, ce va fi propusă spre aprobare Comisiei Europene”, a spus Mihai Drăghici.
• Condiţii pentru finanţare: cadru legislativ predictibil şi reducerea implicării decidenţilor politici
În privinţa cofinanţării proiectelor din domeniul energiei, este nevoie de contracte pe termen lung – peste 5 ani – între producători şi distribuitori, şi de lipsa imixtiunii factorului politic în derularea acestora, a afirmat Cristina Ghimbovschi, Head of Project Finance & Financial Analysis, în cadrul Băncii Comerciale Române (BCR).
„E nevoie de investiţii majore la nivelul sistemului energetic care are o pondere de 70% la nivelul emisiilor globale de CO2 şi 66% la nivel local. Investiţiile sunt largi, ating între 12 miliarde şi 14 miliarde euro, la nivelul tuturor capacităţilor de producţie. Avem în acest moment 4600 MW din energie regenerabilă în eolian şi solar, precum şi din alte surse, dar avem nevoie de încă 6000 MW capacităţi de producţie în eolian şi solar şi încă 1000 MW în hidro. Ceea ce presupune investiţii în jur de 5,6 miliarde euro în energia eoliană şi în cea solară, la care se adaugă între 2,5 miliarde şi 3 miliarde euro pentru energia produsă prin hidrocentrale. Autorităţile doresc ca toate aceste investiţii să fie finanţate prin PNRR, dar există spaţiu pentru toată lumea şi, în mod special, acest gap de infrastructură ar fi de închis şi de sectorul privat inclusiv în privinţa finanţării”, a spus Cristina Ghimbovschi.
Reprezentanta BCR a arătat că este nevoie însă de predictibilitatea cadrului legislativ, de încheierea de contracte bilaterale şi pentru capacităţile existente şi de o influenţă redusă a politicului.
„Se estimează un proces de repowering după anul 2025 pentru capacităţile de producţie actuale şi considerăm că se poate susţine financiar acest proces. Dorim o influenţă redusă a politicului în zona investiţiilor: dacă un contract a fost încheiat la momentul T0, el nu va mai putea fi influenţat ulterior de decidenţii politici şi va putea fi derulat ca atare, mai ales că este stabilit de competiţie. (…) Pe partea de eficienţă energetică, la termie stăm destul de prost, gradul de uzură morală şi tehnică este foarte slab, astfel încât pentru a retehnologiza acest sector avem nevoie de o schemă de bonusare pentru a putea finanţa proiectele ce vor fi implementate”, a menţionat Cristina Ghimbovschi.
Domnia sa a mai spus că este nevoie de o corelare a planului structural care stabileşte că, până în anul 2025, vor fi instalate capacităţi de producţie totală de 3300 MW în eolian şi voltaic, cu planul de dezvoltare a reţelelor de transport şi distribuţie al Transelectrica, unde investiţiile în aceste reţele ar urma să fie făcute abia după anul 2025.