LIVE online: Conferința CDG ”România și noua ordine energetică europeană: rolul, locul, businessul / Cum să devenim centrul energetic regional”

Paradigma energetică europeană se resetează, iar România, cu potențialul ei, nu are voie să lipsească din marile ecuații ale industriei. 

Noua revoluție energetică accelerează – e deja reglementată prin pachetele legislative adoptate de Parlamentul European și de Comisia Europeană. Odată implementate aceste transformări, ”nimic nu va mai fi ca înainte”. 

România nu are voie să greșească în a-și juca aceste cărți: energia verde – unde se află pe podium energia de tranziție – unde are resurse și angajamente pe combustibilii fosili, formele de energie ale viitorului iminent – care presupun tehnologie, investiții și aliniere la marile trenduri mondiale. 

Locul României în noua ordine energetică europeană va influența întreaga economie. 

Oficiali, experți și reprezentanți ai marilor jucători din piața românească de energie vor scana punctul în care a ajuns industria energetică românească și vor configura viitorul pe termen scurt și mediu către care țintim. Te invităm să participi gratuit la:

CONFERINȚA LIVE ONLINE

România și noua ordine energetică europeană:  

rolul, locul, businessul  / Cum să devenim centrul energetic regional

Marți, 19 septembrie 2023, orele 09:30 – 14:00

live pe  CursDeGuvernare.ro

Înregistrează-te gratuit aici

Agenda:

PANEL 1: orele 09:30 – 11:30

1. Ilie TOMA, Vicepreședinte, Comisia pentru industrii şi servicii, Camera Deputaților, Parlamentul României 
2. Dan DRĂGAN, Secretar de stat, Ministerul Energiei
3. Gabriel ANDRONACHE, Vicepreședinte, ANRE – Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (tbc)
4. Florina Sora, Head of CO2 Storage Office, ANRM – Agenția Națională pentru Resurse Minerale
5. Volker RAFFEL, General Director, E.ON România – intervenție în limba engleză 
6. Ștefan POPESCU, Director Reglementări și Afaceri Publice, Romgaz Black Sea
7. Virgiliu IVAN, directorul Dispecerului Energetic Național , Transelectrica
8. Liviu GAVRILĂ, Vicepreședinte, RWEA – Romanian Wind Energy Association
9. Ondrej SAFAR, CEO CEZ România

PANEL 2: orele 11:50 – 14:00

1. Marian-Jean MARINESCU, Vicepreședinte, Comisia pentru mediu, sănătate publică și siguranță alimentară din Parlamentul European – intervenție online  
2. Dr. Thomas SCHLAAK, Partner, Global Sector Leader Power, Utilities & Renewables, Monitor Deloitte, Deloitte Consulting GmbH – intervenție în limba engleză, online
3. Cristian PÎRVULESCU, directorul Programului Aspen Energy & Sustainability 
4. Gabriel BIRIȘ, Co Managing Partner – Biris Goran SPARL 
5. Vicențiu CIOBANU, CEO, Prime Batteries Technology 
6. Mihai VERȘESCU, Secretar General, Organizația Patronală a Producătorilor de Energie din Surse Regenerabile – PATRES
7. Marian DOBRILĂ, Director Dezvoltare, TDP Partners 

Principalele declarații:

Ilie TOMA, Vicepreședinte, Comisia pentru industrii şi servicii, Camera Deputaților, Parlamentul României 

• Este momentul să dăm alt mers României. Peste tot se întrunesc comisii, forumuri de specialitate, facem-dregem, iar la final ieșim cu rezultate slabe la nivel de Europa…  Este momentul să resetăm lucrul ăsta. Transmiteți, vă rog, tot ceea ce considerați că trebuie modificat legislativ, tot ce trebuie făcut spre bine, spre binele României și a cetățenilor ei.
• Eu vin din județul Hunedoara, am lucrat peste 30 de ani în industria siderurgică, apoi în industria energetică. Județul Hunedoara, în 1986, dădea 11,1 din PIB-ul României în condițiile în care Bucureștiul și județul Ilfov dădeau 11,2. Evident, aceste venituri la PIB veneau din industria grea, coroborată cu industria energetică, industria extractivă și din bazinul aurifer din zona Brad. Toate acestea, după Revoluție, au fost date peste cap. Județul a ajuns unul calamitat, de la est la vest, de la sud la nord, probleme sociale, economice…. Acum suntem undeva peste locul 30 ca și contribuție la PIB-ul României, din păcate, pentru că, în cele din urmă, s-a oprit și o mare unitate de producție energetică pe bază de cărbune extras din Valea Jiului datorită politicilor din ultimii 33 de ani, sub o formă sau alta.
• Poate noi ne-am grăbit. E adevărat că evoluția Europei bate înspre decarbonizare, e OK, dar sunt și țări care sunt în UE și încă au strategii pe cărbune pentru următorii 20 de ani- vezi Polonia, vezi Germania… Or, în 20 de ani se pot întâmpla multe, se pot înlocui unele componente cu energie verde. România le are pe toate astea și cu toate scuzele pe care le găsim nu le folosim la capacitate maximă.
• Avem și gaze, și cărbune, și unități productive eoliene, fotovoltaice, hidro… Când vorbim despre energie nici nu știm de unde să mergem- într-un sistem integrat ar putea fi folosite toate astea, în mod special în folosul României. Ori, acestea sunt folosite parțial.
• Putem, puteți da un avânt României. Ați văzut că politicile ultimelor 2-3 luni sunt pentru români. Reforma trebuie începută odată, indiferent de partea negativă ce o putem atrage. Avem Cernavodă, cu energie produsă nuclear. E păcat că nu s-au început reparațiile mai repede, putem începe proiectul reactoarelor noi mai repede….
• Energia în bandă produsă de unitățile care fac curent electric pe bază de cărbune, pe bază hidro și nucleară sunt unități în bandăm pe care poți să le pornești și să le oprești când ai nevoie. Cele pe bază de soare, vânt, nu funcționează când avem nevoie. Să încercăm mai multe variante. Avem proiectul de la Tarnița, care ar produce curent foarte ieftin. Avem centrale hidro pe începute și nefinalizate de diverse ONG-uri. Să fim mai pragmatici, să punem oamenii pe primul loc.
• Termocentrala de la Mintia era cea mai mare din regiune. A fost oprită, a fost privatizată. OK. Se spune că sunt proiecte de revitalizare ce vor fi finalizate… Nu am văzut niciun pas înainte pe acest proiect. Cred că e momentul să dăm o altă față României. Putem fi jucătorul principal din regiune, Dumnezeu ne-a dat de toate, dar haideți să le folosim.
• Zilele astea văd că se joacă o altă carte importantă- intrarea în Spațiul Schengen. Din câte înțeleegm noi, observăm că suntem condiționați de o anumită țară, pentru anumite firme care produc energie, pentru avantaje. Nu, avantajul trebuie să fie în favoarea României.

Florina Sora, Head of CO2 Storage Office, ANRM – Agenția Națională pentru Resurse Minerale

• Ca stat membru UE, România s-a angajat să atingă neutralitate climatică până în 2050. Adoptarea tehnologiilor CCS este o soluție importantă de decarbonizare fără de care nu se poate atinge această neutralitate. Acesta este și scenariul adoptat de România în Strategia pe termen lung. CCS este privit ca vector important de decarbonizare.
• Unele sectoare vor avea nevoie de această tehnologie de captare și stocare geologică obligatoriu pentru a reduce emisiile în atmosferă, parctic pentru a continua să fe active în România. Astfel de industrii sunt: ciment, oțel, îngrășăminte chimice, rafinare, industria chimică, producția de energie în termocentrale. Toate ramuri semnificative din punct de vedere economic pentru țara noastră.
• Dezvoltarea și implementarea CCS și a lanțurilor valorice aferente este o prioritate strategică. Este nevoie de acțiune imediată pentru a permite utilizarea acestor tehnologii. Aceasta presupune și un cadru legislativ și de reglementare, completat de o capacitate instituțională adecvată pentru a avansa proiecte, de o bună coordonare și cooperare între toate părțile interesate și, bineînțeles, de finanțare.
• La nivel național, România a transpus Directiva 2009.31 a Consiliului și Parlamentului European– Directiva CCS – prin care ANRM a fost desemnată autoritate competentă, cu rol principal în selectarea unor candidați corespunzători pentru siturile de stocare geologică, dezvoltarea, la nivelul legislației secundare, a cadrului legal și de reglementare, precum și pentru acordarea autorizațiilor necesare.
• La nivelul ANRM a fost înființată o structură de specialitate și a fost elaborat pachetul de proceduri pentru acordarea autorizațiilor prevăzute de lege. În ceea ce privește potențialul de stocare, avem potențial semnificativ, dar evaluat, deocamdată, la nivel teoretic. Sunt necesare mai multe studii pentru evaluarea potențialului tehnic și economic și pentru a caracteriza siturile care să fie sigure din punct de vedere al mediului și sănătății publice- directiva are o serie de criterii foarte stricte.
• Suntem într-o poziție bună având în vedere istoricul îndelungat al operațiunilor petroliere în România. Companiile existente în piață dețin resurse, cunoștințe, infrastructura necesară să treacă de la activități petroliere la activități de stocare a carbonului, cum se întâmplă pe plan mondial.
• Această nouă activitate, stocare a CO2, reprezintă o oportunitate pentru titularii de acorduri petroliere care operează zăcăminte aflate la maturitate ridicată sau în proces de abandonare. Trebuie menționat că la nivel UE există surse importante de finanțare ce pot fi atrase pentru implementarea tehnologiilor CCS.
• Utilizarea acestei tehnologii are potențial, se pot realiza proiecte pilot care să poată fi extinse ulterior la scară comercială, proiecte care să genereze investiții, vor menține locuri de muncă. La nivel european sunt inițiative legislative, cea mai importantă fiind Net Zero Industry Act, ce include tehnologia CCS între proiectele strategice.
• Acest act urmărește stabilirea unei ținte la nivel european a capacității de stocare, ce at trebui să atingă 50 milioane tone până în 2030. Pe lanțul captare, transport, stocare partea de stocare geologică e rămasă mai în urmă.
• Emițătroii au dezvoltat tehnologii de captare și sunt dispuși să le utilizeze dar asta presupunem evident, fonduri foarte mari. Pentru asta trebuie să fie siguri că există suficientă capacitate de stocare geologică. În acest sens, acest act se uită la industria petrolieră, care deține capacități și cunoaștere. Comisia dorește ca aceste companii să fie implicate în punerea la dispoziție a unor capacități de injectare pe termen mediu și lung.
• Important mai este că se așteaptă, în T4, publicarea comunicării Carbon Management Strategy, elaborată pe baza contribuțiilor unor grupuri de lucru constituite la nivelul Comisii pe mai multe domenii: infrastructură, percepție publică, parteneriate industriale. Din aceste grupuri au făcut parte și experți din România. Urmează și revizuirea celor 4 ghiduri de implementare ale Directivei CCS, elaborate din nou cu contribuția și a experților români, din ANRM.
• ANRM are în vedere îmbunătățirea ți completarea cadrului de reglementare ce se va face cu luarea în considerare a recomandărilor europene. ANRM as înființat în 2022 un grup de lucru cu Federația patronatelor din industria de petrol și gaze, la care am invitat și alte autorități.
• Ce ar trebui făcut pentru a avansa cu acestă tehnologie? La nivelul politicilor publice, trebuie actualizate pentru a include CCS în strategiile naționale. Așteptăm măsuri concrete privind partea de stocare geologică a CO2., ce are aplicabilitate mai largă. Este o tehnologie de viitor căreia trebuie să i se acorde atenție. Trebuie actualizat și potențialul de stocare, avem un concept de proiect căruia îi este necesară finanțare. Vrem să elaborăm un atlas al potențialelor situri pentru CO2, cum au Norvegia, SUA, Marea Britanie, cum încep să facă și alții din regiune.
• Cadrul legislativ e foarte important, trebuie actualizat, modernizat. E necesară creșterea capacității instituționale, finațarea e foarte importantă, e important să definim programe la nivel național și un program de informare a publicului privind schimbările climatice și rolul tehnologiilor pentru a le combate.

Dan DRĂGAN, Secretar de stat, Ministerul Energiei

• Toate acțiunile noastre de până converg în direcția ca România să devină și să continue ceea ce a fost și în trecut, să fie un pol de stabilitate, de securitate energetică în regiune.
• Mă refer la capabilitatea, posibilitățile de producție a energiei, de transport și distribuție a acestei energii, de interconexiuni pe care trebuie să le creștem, ca și capacitate, cu țările riverane Mării negre, în primul rând, și cu toți partenerii noștri din Europa Centrală și de Sud-Est.
• Cum vom face acest lucru? Prin dezvoltarea unor capacități de producție, prin rețele de transport inteligente, digitalizate, care să facă posibilă acomodarea și inserția unor volume semnificative de energie venite din surse regenerabile și prin rolul pe care România poate să-l joace ca o poartă de intrare a resurselor energetice din zona Caspică și din zona Meditaneeană. Aici ne referim, când vorbim despre zona caspică, la cablul submarin de energie, care va face legătura dintre Azerbaidjan, Georgia, România și Ungaria. Sperăm ca studiul de fezabilitate al acestui cablu să fie gata în următoarele 12 luni și propunerea să fie prezentată inclusiv Comisiei Europene, care susține acest proiect.
• A doua se referă la tranzitul resurselor energetice ce pot fi aduse pe mare, mă refer la GNL, prin Grecia, prin noul interconector dintre Grecia și Bulgaria, și în Turcia, iar din Turcia, prin rețelele transbalcanice să ajungă în România și, de aici, prin rețeaua BRUA, să poată fi transportate către centrul Europei.
• Totodată, este foarte importantă relația și atenția pe care trebuie să o acordăm Republicii Moldova și Ucrainei. Ele sunt parte a sistemului energetic european și cred că avem o responsabilitatea, în special, față de Moldova, pe care am ajutat în ultima perioadă pentru a-i asigura stabilitatea sistemului energetic, prin livrări de energie electrică și prin livrări de gaze.
• Trebuie avută în vedere și necesitatea menținerii în stabilitatea și a sistemului din Ucraina, și aici ajutorul a fost acordat când a fost necesar, de colegii de la Transelectrica.
• Dacă ne uităm la obiective concrete pe care le urmărim, avem obiective principale: Transformarea, decarbonizarea sectorului energetic în România.
• Dacă ne uităm la eticheta actuală a producției de energie din România observăm că aproximativ 70% este fără emisii de carbon, ceea ce ne situează înaintea multor țări europene cu tradiție îndelungată și cu resurse financiare mai puternice , comparativ cu cele de care dispune România.
• Avem o lege a decarbonizării. Ea prevede ca până în 2032, toate capacitățile de producție care folosesc surse fosile solide să fie trecute în conservare sau să fie dezafectate și acestea vor fi înlocuite cu unități nucleare. Avem Unitatea 3 și 4 de la Cernavodă în perspectiva anului 2031, cu reactoare mici modulare. Avem un proiect care se desfășoară la Doicești, 460 de MW, care sperăm să fie puși în funcțiune în anul 2029.
• Totodată vom avea și avem capacități pe ciclul combinat, folosim gazele naturale, avem centrala de la Iernut, care va fi pusă în funcțiune la sfârșitul anului viitor; avem 1.300 de MW – 475 de MW la Turceni și 850 la Ișalnița, pe ciclu combinat, dezvoltați de Complexul Energetic Oltenia în colaborare cu parteneri privați; avem proiectul de la Mintia, de 1.700 de MW, unde a fost semnat contractul cu furnizorul de turbine.
• Toate acțiunile Ministerului Energiei converg în direcția de a avea la nivelul anului 2030, adițional, 10.000 MW instalați în surse regenerabile de energie.
• Primul pas a fost făcut odată cu implementarea Directivei 944, în decembrie 2021, prin introducerea paragrafului referitor la compensarea cantitativă și financiară, iar rezultatele încep să se vadă: azi avem peste un GW instalat la prosumatori. Această dezvoltare suntem convinși că va continua și sperăm ca la sfârșitul anului să ne apropiem de 1,5 GW instalați pe partea de prosumatori.
• Nu trebuie să uităm partea de rețele. Dorim și am pus la dispoziția transportatorului sume importante semnate, contracte semnate pentru dezvoltarea rețelei de transport – sunt 430 de milioane de euro contracte semnate și vom veni în perioada următoare cu contracte pentru încă 150 de milioane de euro.
• Partea de distribuție. Dezvoltarea viitoare înseamnă rețele de microgrid și trebuie să fim pregătiți ca ele să facă față multor producători dispersați și, totodată, să aibă capabilitatea să urmărească trasabilitatea energiei produse și consumate în aceste microgriduri.
• Important este gazul natural. După cum știți, asocierea dintre Petrom și Romgaz privind exploatarea gazului natural în perimetrul Neptun Deep va conduce, la finalul anului 2026, începutul anului 2027, la un volum suplimentar de aproximativ 8 miliarde de mc anual, care va acoperi necesitățile de consum ale României și ne va pune în situația de a deveni furnizor de stabilitate în acest domeniu în regiune.
• Cum vom reuși toate aceste proiecte? Ministerul Energiei are la dispoziție două căi.
• Una dintre căi este cea referitoare la partea de reglementare și strategii, și aici m-aș referi la implementarea Directivei 944, urmează Directiva Red3, avem Strategia hidrogenului în fază finală, sperăm ca în două luni să fie adoptată de Guvern, lucrăm la reactualizarea Planului Național de Energie și Schimbări Climatice și avem o colaborarea bună cu legislativul și cu autoritățile de reglementare.
• Pe partea financiară, avem două instrumente la dispoziție: PNRR și Fondul de Modernizare. Prin PNRR suntem în curs de semnare, semnăm contracte pentru capacități de producție din surse regenerabile de aproximativ 590 de milioane de euro. Targetul inițial era de 950 de MW, suntem convinși că vom reuși să depășim acest target.
• Avem capacitățile de cogenerare de înaltă eficiență. Au fost semnate contracte cu Constanța, Arad, Craiova, Rm. Vâlcea, pentru construcția de noi capacități de cogenerare de înaltă eficiență.
• Avem în evaluare, în acest moment, apelul de proiecte pentru hidrogen, sperăm ca în decurs de o lună, o lună și jumătate să avem și contractele semnate.
• Avem alocare pe stocarea energie, stocarea în baterii, în curs de evaluare a proiectelor și a lanțurilor integrate, respectiv producție, asamblare de baterii sau panouri fotovoltaice în România.
• Toate aceste programe, investiții, pe care le derulăm prin PNRR au o valoare estimată de 1,1 miliarde de euro.
• Totodată, avem la dispoziție, până în 2030, Fondul pentru Modernizare și, la acest moment, vă pot spune că peste 5,3 miliarde de euro au fost alocați prin contracte semnate, proiecte individuale și scheme aprobate de Comitetul de investiții pentru  acest fond. Ne referim aici la aproximativ 890 de milioane de euro finanțare pentru CE Oltenia, pentru producția de energie din surse fotovoltaice, 730 de MW, cei 1,3 GW instalați în centrale pe ciclu combinat etc.
• Am trimis aplicațiile pentru încă trei proiecte, de 150 de milioane de euro penrtu Transelectrica, inclusiv un proiect de interconexiune Suceava – Bălți, cu Republica Moldova.
• Am semnat contracte de 100 de milioane de euro cu operatorii de distribuție, mergem în continuare cu semnarea lor până la 1,3 miliarde de euro, prin acre oferim granturi pentru investiție acestor operatori, care acoperă între 80 și 85% din valoarea investițiilor, tocmai pentru a face rețeaua mai rezilientă și capabilă să acomodeze noii producători dispersați din surse regenerabile.
• Mai avem 93 de milioane de euro acordate rețelei Transgaz, pentru dezvoltarea interconexiunilor și a linilor care vor face posibilă utilizarea și transportul gazului de la Marea Neagră către rețeaua de transport internă și avem scheme aprobate de peste 2 miliarde de euro pentru producția din surse regenerabile, toate sursele regenerabile, nu doar vânt și fotovoltaic. Aceste scheme sunt împărțite în felul următor: 500 de milioane euro pentru autorități publice, 500 de milioane euro pentru prosumatori, 500 milioane euro pentru producătorii independenți, iar 500 de milioane printr-o schemă care va fi derulată de colegii de la Ministerul Agriculturii, respectiv capacități de producție direct alocate jucătorilor din acest sector. Avem schema deja aprobată, de 590 de milioane de euro pentru reabilitarea rețelelor de termie.
• Pot să vă anunț că lucrăm intens la aceste ghiduri pentru schemele aprobate și sperăm ca până la sfârșitul anului să fim în măsură să lansăm cel puțin două din apelurile de proiecte menționate anterior, în afara celui de la Agricultură, care va fi lansat separat, de AFIR.

Întrebări și răspunsuri

Întrebare: Când o să le vedem pe toate în Planul Integrat Național revizuit?

Răspuns: Lucrăm la acest plan, sperăm ca draftul să fie pus în dezbatere publică în aproximativ două luni. Avem suportul Comisiei Europene și al unor consultanți care fac și modelarea pe un model matematic.

Întrebare: Ați menționat strategia pe termen lung și revizuirea Planului național integrat. Puteți spune mai multe despre tehnologa CCS?

Răspuns: Este o provocare pentru toată lumea captarea și stocarea carbonului și utilizarea lui. În acest scop, în plan va fi un capitol dedicat tehnologiilor de captare și utilizare a carbonului. Fiindcă tehnologia nu este comercială și nu poate fi susținută singură, am prevăzut în Fondul de Modernizare o direcție de investiții. Nu ne referim doar la captarea din capacitățile de producție ce vor folosi în continuare combustibili fosili solizi sau gazoși, ci ne referim și la partea industrială și folosirea acestui carbon în utilizarea cu metanolul și obținerea unor produse în industria chimică. Sunt proiecte în derulare în Marea Britanie și se dorește un transfer de tehnologie în industria chimică din România, pentru a putea capta carbonul și al utiliza în produse sustenabile pentru mediu.

Pentru stocare a existat un proiect foarte frumos, Getica, acum mulți ani, el va trebui reluat, reanalizate posibilitățile și sursele pe acre le avem la dispoziție pentru a realiza această captare. Sunt multe lucruri care se discută, avem un proiect din SUA pentru stocarea hidrogenului într-o salină, există și această tehnologie în curs de dezvoltare. Nu ne referim doar la baterii , dorim ca în cadrul schemei pe care o elaborăm să folosim toate tehnologiile de stocare disponibile și pot aduce un aport la echilibrarea și funcționarea în siguranță a sistemului energetic național.

Volker RAFFEL, General Director, E.ON România

• Domnul Ilie Toma a început cu o perspectivă oarecum pesimistă și nu sunt convins de asta. Pot constata că România s-a dezvoltat mult. Economic vorbind, crește mult. Anul trecut, Germania nu a cunoscut creștere economică, dar România a înregistrat creștere. Sunt convins că avem șanse mari în România să folosim potențialul pe care-l avem și deja facem acest lucru. E adevărat avem nevoie să luăm decizii bune acum, pentru a continua această dezvoltare.
• Electrica se așteaptă ca la nivel european să fie instalate 60 de milioane de pompe de căldură până în 2030, să fie folosite 60 de milioane de vehicule electrice și să fie instalați 600 GW de regenerabile. 600 de GW înseamnă de 30 de ori capacitatea instalată în România, până în 2030.
• 3 din 4 GW sunt instalați în mod distribuit. Înseamnă că nu mai vorbim de câteva centrale undeva în țară. Am avut câteva sute puncte de producție în România, în urmă cu câțiva ani, dar acum  vorbim deja despre sute de mii de puncte de producție. Dacă continuăm în acest fel, vom vorbi, până în 2030, despre milioane de puncte de producție doar în România. Înseamnă că investim acum enorm, la nivel de țară, în fotovoltaic.
• În ora ce s-a scurs de la începutul acestei conferințe, și în această oră s-au conectat, la nivelul E.ON, în toate țările, mai mult de 500 de panouri de fotovoltaice. Într-o oră. Înseamnă că trebuie să evacuăm această energie și acolo este problema. Noi, la E.ON am făcut treaba noastră, am întărit rețelele, am conectat consumatori, am dublat sumele pentru investiții în acest an. După dacă toate panourile fotovoltaice sunt conectate, trebuie să evacuăm energia. Și cu asta ajungem la agenda Strategiei naționale.
• Odată cu miile de noi centrale fotovoltaice instalate în România în aceste zile, această energie poate contribui la scăderea din nou a prețurilor la energie. Dar numai dacă putem evacua energia lor prin consolidarea rețelelor. Rețelele de distribuție la care doar E.ON, în zona noastră din Moldova, conectează 1.000 pe lună, una la fiecare 10 minute de lucru.
• În prezent, ne confruntăm cu cea mai mare nevoie de investiții în infrastructura de distribuție a energiei electrice și a gazelor naturale din România de la electrificare și gazificare încoace. Ne-am ținut promisiunile, iar E.ON a investit peste 2 miliarde de euro în ultimii 18 ani și dorim să investim mai mult decât atât până la sfârșitul acestui deceniu, adică mai mult decât dublul sumei anuale actuale. Acest lucru se va întâmpla numai într-un cadru echilibrat.
• Nevoile de investiții la nivel european sunt duble față de cele anterioare. E cea mai mare provocare de la electrificare și gazificare încoace. Înseamnă că, la nivel european, avem nevoie să investim nu doar 21 de miliarde de euro în rețelele de distribuție, ci 40 de miliarde de euro, în fiecare an.
• În 2022, E.on a plătit deja 1,8 miliarde de lei TVA, în creștere cu 80% față de anul precedent. În plus, statul aplică deja un impozit pe cifra de afaceri pentru companiile de distribuție, numit taxa de monopol, astfel că acum am vorbi despre al doilea impozit pe cifra de afaceri, aplicat în paralel. În plus, companiile energetice sunt deja supraimpozitate în prezent. Mai mult, noi prefinanțăm actuala schemă de sprijin a statului român care rambursează sumele la câteva luni după livrarea energiei către clienți.
• În plus, prefinanțăm deja toate investițiile noastre actuale prin împrumuturi, deoarece impactul înghețării tarifelor de distribuție ne va fi rambursat doar pe o perioadă de 5 ani. Adițional, E.ON a prefinanțat o mare parte din costul constituirii rezervei strategice naționale de gaze, nivelul de stocare în depozite pentru iarna care vine fiind de 90%.
• Pe scurt: pe lângă alte comentarii mai generale, este o cerință minimă ca impozitarea industriei energetice să fie revizuită imediat. Pentru a asigura buna funcționare a sistemului energetic în iarna care vine și pentru a pregăti infrastructura românească.
• Există o veste bună: în factura de electricitate a populației, doar aproape 10% este tarif de distribuție. Dacă creștem tariful de distribuție, să zicem la 10%, înseamnă că factura va crește doar cu 1%. Cu acești bani putem să investim în rețele, putem să aplicăm pentru fonduri europene și putem să facem ce trebuie.
• Așteptările E.On sunt să conectăm 700 de MW din panouri fotovoltaice în fiecare an. 700 de MW înseamnă producția unei unități de la Cernavodă. Dacă suntem capabili să evacuăm această energie în sistemul national, atunci, această energie ajunge la consumatori și înseamnă că putem să avem un preț mai mic la electricitate. Cu această creștere a tarifului de distribuție putem să avem un preț mai mic la electricitate.
• Recent, am vorbit cu un politician local care mi-a spus că nu se dorește creșterea tarifului de distribuție pentru că nu se dorește creșterea prețurilor pentru consumatori casnici și noncasnici. Dar, să nu facem aceeași greșeală pe care am făcut-o în 2022, când s-au blocat investițiile în România cu înghețarea tarifelor de distribuție, o decizie greșită pe care am făcut-o acum un an și din cauza căreia suntem în întârziere cu prosumatorii. Dacă facem aceeași preșeală încă o dată, nu rezolvăm problema.
• Un cuvânt despre hidrogen. Domnul secretar de stat Dan Drăgan a zis că mai avem două luni până la finalizarea Strategiei pe hidrogen. Avem nevoie de o tehnologie de stocare și hidrogenul este o tehnologie capabilă să stocheze multă energie electrică. Dar, de ce să folosim hidrogenul în acest fel, dacă putem să folosim acest hidrogen direct în sistemul de încălzire existent? Dacă ardem hidrogenul în industrie sau într-o centrală de gaze sau acasă, avem exact aceeași diminuare a emisiilor de CO2. Și rețelele noastre sunt capabile deja să preluăm hidrogen. Delgaz Grid a făcut proiecte-pilot și funcționează.
• Aici văd un risc – UE a decis că nu mai vrea să sprijine investițiile în rețelele de gaze naturale cu fonduri europene pentru modernizare. Dacă nu avem acești bani, însă, nu suntem capabili să modernizăm rețelele de gaze.

Întrebări și răspunsuri:

Întrebare: Ce alte așteptări mai aveți din partea statului român, în afara măririi tarifului de distribuție? Ce altă susținere ar fi necesară pentru a face investițiile necesare?

Răspuns: Trebuie să știm cum continuăm cu gazele naturale și Guvernul discută acum cu Comisia European despre acest lucrăm.

Mesajul meu este că nu mai putem aștepta încă un an până să începem perioada de reglementare următoare, pentru că tranziția energetică nu așteaptă. Noi am început investițiile în rețea, dar pentru a continua avem nevoie de un cadru potrivit, anul viitor.

Întrebare: Ați început deja experimentele și testele pentru mixul de gaze și hidrogen într-o rețea de alimentare. Realist vorbind, vedeți hidrogenul ca un combustibil de viitor pentru încălzirea locuințelor?

Răspuns: O soluție nu este potrivită pentru toată lumea. Avem situații foarte diferite în diverse țări și chiar între regiuni ale țării. De exemplu, dacă vorbim despre un sat la mare distanță de rețeaua de gaze, ar fi scump să conectăm acest sat. Din punctul meu de vedere, azi avem alte posibilități pentru o încălzire confortabilă, cu pompe de căldură. Și pompele de cădură sunt scumpe, dar cu fonduri europene sau cu sprijinul statului există soluții și acolo.

Dacă vorbim despre blocuri, în orașe, și trei sferturi din locuințele din România au fost construite înainte de anul 1990, nu văd posibilitatea să încălzim cu pompe de căldură, pentru că infrastructura de electricitate nu este suficientă. Acolo putem folosi și hidrogenul și biometanul. România are potențialul necesar, cu agricultura și silvicultura sa. Putem să folosim biometan și hidrogen și în viitor.

Avem nevoie de toate tehnologiile, nu de ideologii.

Ștefan POPESCU, Director Reglementări și Afaceri Publice, Romgaz Black Sea

• Proiectele Grupului Romgaz de la Marea Neagră se înscriu în strategia României de a fi un centru energetic regional și oferă României o bază solidă de a fi un jucător în noua ordine energetică europeană. Când vorbim de proiectele Grupului Romgaz de la Marea Neagră sunt cunoscute mai ales activitățile din perimetrele Neptun Deep și Trident, dar alături de aceste proiecte de valorificare ale resurselor de la Marea Neagră, strategia Grupului Romgaz începând cu 2021-2022 a vizat și diversificarea surselor de aprovizionare cu gaz pentru piața românească.
• Pentru că vorbim de securitate energetică, prin operatorul său Depogaz, Grupul Romgaz își aduce contribuția la obiectivul fixat de UE, la care România este parte, de înmagazinare pentru a asigura securitatea aprovizionării cu gaze în timpul iernii. Din această simplă enumerare se poate observa rolul Grupului Romgaz pentru sceuritatea energetică a României și contribuția sa la capacitatea României de a fi furnizor de securitate energetică în regiune.
• Grupul Romgaz este implicat în 2 proiecte de cvreștere a protofoliului de rezerve și resurse de hidrocarburi în perimetrul 19 Neptun, zona de apă adâncă din Marea Neagră, Neptun Deep, unde posedă o cotă de participare de 50%, cealaltă fiind deținută de partenerii noștri de la OMV Petrom, și perimetrul Trident din Marea Neagră, unde Romgaz este cotitular, deținând o cotă de participare de 12,2% și având calitatea de nonoperator.
• Proiectul Neptun Deep reprezintă unul dintre cele mai importante proiecte economice ale României, aspectelor care țin de securitatea energetică trebuie să le adăugăm beneficiile economice ale proiectului. Acesta poate contribui la ameliorarea competitivității economiei românești. Neptun Deep va oferi României un argument în plus pentru atragerea de noi și mari investitori, oferind o bază politicii de industrializare cu gaze produse, consumate și procesate în România.
• Din punct de vedere tehnologic, Neptun Deep consolidează o  filieră industrială de tradiție și de excență a României- pentru prima dată au loc în România operațiuni în zona de mare adâncime a Mării Negre, la peste 100 m adâncime, iar parteneriatul cu colegii de la OMV Petrom crează o sinergie utilă pentru modernizarea sectorului energetic românesc.
• Dar Neptun Deep, alături de toate activitățile grupului Romgaz susține tranziția sustenabilă spre un viitor neutru din punct de vedere climatic, venind în întâmpinarea pilonilor trilemei energetice: securitate energetică, sustenabilitate economică, sustenabilityate din punctul de vedere al mediului. Dezvoltarea acestui proiect va asigura resursele necesare transformării unei companii majore de pe piața energetică românească, Romgaz, consilidând profilul unei companii al cărei pachet majoritar este deținut de statul român.
• Nu trebuie uitat, obiectivul strategic al Grupului Romgaz este atingerea de emisii zero de CO2 până în 2050. Vreau să precizez că Grupul Romgaz are în vedere edzvoltarea la orizontul 2030 a unor capacități de producere a energiei electrice regenerabile de 180 MW, cu punerea în funcțiune a unei capacități fotovoltaice de 40 MW până la finalul anului 2025.
• Ne aflăm în privința proiectului Neptun Deep încă în faza de explorare, care nu a luat încă sfârșit, dar am intrat și în faza de dezvoltare, ce presupune construirea infrastructurii necesare exploatării zăcămintelor.
• Există un calendar al proiectului respectat cu strictețe, astfel încât să fie posibilă în anul 2027 prima producție de gaze.
• În ce privește Trident, ne aflăm în faza de explorare, evaluare. A început în 2021 și se va încheia în 2026. În această fază sunt prevăzute lucrări de explorare angajante pentru titulari.
• În ce privește diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze naturale pentru România, actualul context de pe piața regională de energie precum și acțiunile inițiate de Romgaz în 2022 în scopul identificării unor soluții de diversificare a surselor și rutelor de aprovizionare cu gaze naturale au scos îcă o dată în evidență oportunitatea companiei de a-și diversifica și consolida rolul de furnizor pe piața locală și regională. În acets sens, compania este angajată într-un permanent dialog cu potențiali furnizori de gaze din surse diversificate, cu intenția stabilirii unor relații contractuale cu scopul achiziționariii de gaze naturale și a livrării acestora pe piața din România dar și din regiune.
• În paralel, Romgaz explorează diverse rute de transport, sunt cunoscute- culoarul Transbalcanic, interconectorul Grecia- Bulgaria-România, Transadriatic Pipeline, interconectorul Grecia-Bulgaria-România, Grecia, terminalul LNG de la Revitusa, Bulgaria-România, și o potențială nouă rută de import gaze azere prin intermediul unui nou terminal LNG de la Marea Neagră.
• Și ne concetrăm eforturile pe obținerea tuturor licențelor, aprobărilor și contractelor cadru care să îi permită accestul la rutele de transport gaze menționate. Toate aceste demersuri au ca scop completarea portofoliului de gaze naturale de compania dispune și, implicit, consolidarea poziției grupului pe piața de comercializare a gazelor naturale.

Virgiliu IVAN, directorul Dispecerului Energetic Național, Transelectrica

• Transelectrica are un rol cheie în tranziția energetică, este coloana vertebrală a sistemului energetic național. De infrastructura a rețelei energetice de transport depinde toți ceilalți operatori de distribuție, producători și consumatori.
• Unul dintre documentele de bază este planul de dezvoltare a rețelei de transport al energie electrice, un document pe care Transelectrica are obligația legală de al actualiza odată la doi ani.  Este un document care permanent se adaptează și ține cont de nevoile zonei energetice. Acesta este motorul transformărilor la nivelul companiei.
• În baza acestui plan de dezvoltare Transelectrica este angrenată în foarte, foarte multe proiecte de dezvoltare, dintre care menționez:
• stațiile electrice – aici avem o experiență vastă și peste 80% din stații sunt  retehnologizate, din toate punctele de vedere, aparataj primar, circuite secundare.
• Suntem într-un amplu proces de realizare de linii electrice. Sunt câteva șantiere mari unde contractorii pun în practică aceste obiective, printre care: linia 400kV între Smârdan (zona Galați) și Gutinaș (Moldova), o linie foarte importantă pentru creșterea capacității de evacuare a energiei electrice din Dobrogea; – în zona Dobrogea sunt finalizăm anul acesta racordurile de linii de inteconexiune cu Bulgaria în stația Medgidia Sud, care vin să crească siguranța în funcționare în zona Dobrogea; – avem în execuție în ultima etapă linia 400 KW Porțile de Fier – Reșița, parte a axului Banat, și vom trece în anul următor la următoarea etapă, de la Reșița la Timișoara și, undeva în anul  2027 vom ajunge cu trecerea de la 220 kV la 400 kV la Arad – este unul dintre principalele obiective ale Transelectrica;
• Sunt proiecte care sunt în diverse faze de dezvoltare și care vizează creșterea capacității de racordare la sistem a energiei regenerabile, atât pe zona Dobrogea… continuăm obiectivul realizat anul trecut, linia 400 kV dublu circuit Cernavodă – Gura Ialomiței – Stâlpu, și acum avem în pregătire o linie de la Stâlpu din zona Buzău, la Brașov, tocmai pentru a crește această capacitate, pentru a extinde coridorul de transport.
• Avem în lucru linia 400 kV din nordul României, Gădăli Suceava, care vine să lege cele două zone deficitare ale României, Moldova și Transilvania.
• Și de asemenea, avem în lucru și discuții cu vecinii pentru creșterea capacității de transport  transfrontaliere. Și dacă, până anul trecut, proiectele noastre vizau dezvoltări de rețele electrice, către zona de vest și către zona de sus sud-est ale Europei, odată cu declanșarea războiului din Ucraina, atenția noastră se îndreaptă și către Republica Moldova, respectiv către Ucraina. Avem și aici proiecte pe care le startăm, atât cu Republica Moldova și, să sperăm, în perioada următoare, și cu Ucraina.
• Pe relația cu Ungaria sunt vizate încă linii noi, pe lângă cele două existente. Cu Serbia, încă o line de 400 kV, între Porțile de Fier și Gerdap – mcel de-al doilea circuit. Anul viitor vor intra în exploatare comercială liniile deja realizate între Reșița și Pancevo.
• Deci ne extindem. În urmă cu 20 – 30 de ani de zile, când am făcut și eu facultatea, erau câteva proiecte, inițiative care erau privite ca himere și, vă spun cu mândrie că, în cadrul Transelectrica, și cu ajutorul autorităților, o parte dintre acestea începem să le punem în operă, să nu le mai privim ca pe o fată morgana.
• Și am să vă dau câteva exemple: – introducerea dispozitivelor flex, pentru reglajul tensiunii în cadrul sistemului energetic național, dispozitive cu electronică de putere, și care vor regla în mod continuu cel de-al doilea parametru important al sistemului energetic, anume tensiunea; – implementarea unui reglaj de tensiune la nivelul întregului sistem, un reglaj automat, centralizat, realizat cu mijloacele pe care le deține Transelectrica, dar și ale altor operatori, un reglaj care vine să optimizeze funcționarea sistemului din punctul de vedere al pierderilor de energie electrică; – stocare, iar Transelectrica este unul dintre promotorii stocării în România.
• În ultima perioadă am avut foarte multe întâlniri și discuții cu asociații ale producătorilor de energie regenerabilă, pentru că este nevoie de stocare și susținem un mix al stocării, atât cu baterii dar și cu instalații clasice, cu cumulare prin pompare.
• De asemenea, ați văzut, în ultima perioadă se discută de legături în curent continuu, adevărate magistrale de transport ale energiei electrice. E vorba de cablul submarin cu Georgia până la Constanța și de la Constanța până dincolo de Arad, spre Ungaria – un cablu terestru de 850 de kilometri.
• Sunt proiecte foarte, foarte importante, pe care Transelectrica le pune în valoare.
• Vreau să ating și subiectul consumului de energie electrică. Fără a avea un consum de energie electrică ridicat, nu se pot susține, tehnic și comercial, zecile de mii de megawați   de care se tot discută în energie regenerabilă.
• Vreau să atrag atenția că este momentul ca România să aducă tehnologie, investitori pe zona aceasta.

Întrebări și răspunsuri

Întrebare: Există vreo corelație între prioritizarea pe care o face Transelectrica pentru investiții în rețea și harta dezvoltării proiectelor în energie? Eu nu o văd din exterior și am senzația că rețeaua este cu ani și ani în urma proiectelor. Și nu am văzut că s-a pus problema.

Răspuns: Ele sunt strâns legate.  V-am dat câteva proiecte care sunt pe zona de sud-est a României, pe Dobrogea, pentru că pentru această zonă sunt cele mai multe cereri de racordare la rețeaua electrică de transport. Focusul nostru este de dezvoltare de legături a zonei Dobrogea dar și în interiorul zonei Dobrogea. Pe zona de sud-vest, ca urmare a producției însemnate și acolo și a numeroaselor solicitări de racordare, în special de centrale fotovoltaice, sistemul trece de la 220 kV la 400 kV – exemplul axului Porțile de Fier – Arad. Tot timpul facem aceste corelări între cerințe și obiectivele Transelectrica.

Întrebare: Vreau să adaug că putem să stocăm energie și în baterii și în obiective ca Tarnița, dar și hidrogenul este o tehnologie și sunt convins că și în Dobrogea vom avea electrolizori. Deja am văzut pentru prima dată în România un preț de electricitate negativ, pentru o oră. Această experiență se întâmplă mai des când avem multă electricitate când bate vântul și alteori nu, iar cu hidrogenul avem o șansă.   

Răspuns: Orice formă de stocare este binevenită în tranziție.

Liviu GAVRILĂ, Vicepreședinte, RWEA – Romanian Wind Energy Association

• Este un mesaj pe care îl avem agreat cu partenerii noștri de la Wind Europe, care sună așa: În acest moment, consumul de energie electrică este de aproximativ 25% din totalul consumului energetic la nivel european. Dacă vrem să mergem spre decarbonizare, spre Net Zero, practic va trebui să adresăm și să creștem zona aceasta de consum, transformându-l în consum de energie electrică. Cu asta răspundem parțial și la provocările care sunt date de prosumatori, de capacitățile extra de care vorbim, de care parțial ne temem și ne gândim ce o să facem cu ele când apar în rețea.
• Al doilea punct important este unul pozitiv, care reprezintă o oportunitate, dar care atrage un mare semn de întrebare. Anume, suntem într-un moment în care o bună parte din proiectele care au fost dezvoltate- atât pe zona de eoliene și fotovoltaice – au ajuns la un nivel de maturitate și sunt foarte aproape să facă pasul decisiv. Acesta nu se poate face până nu reușim să remediem câteva dintre elementele pe care în acest moment, la nivel de piață, le avem. Dincolo de stabilitate legislativă, care nu o mai invocăm, dincolo de evoluțiile prețurilor, impredictibile, trebuie să creăm un climat de încredere investițională.
• Încă sunt foarte mulți jucători care încă se mai uită la România, deși suntem într-o competiție la nivel european, și va trebui să facem un pas să îi convingem să ce s-a întâmplat anul trecut și la începutul acestui an a fost un element, să zicem, de conjunctură, de excepție, și că din punct de vedere al practicii suntem totuși predictibili, previzibili și putem avea cadru investițional adecvat pe termen lung.
• În orice plan de afaceri, în special în energie, există, dincolo de numeroasele variabile, trei elemente principale care trebuie să răspundă investitorului. În primul rând, cantitatea – să am certitudinea că ce voi produce va și ajunge în rețea – suntem încrezători în ceea ce înseamnă planul investițional Transelectrica. Avem convingerea că aceste capacități vor putea să injecteze energie în rețea.
• Al doilea element- costul de finanțare. Aici, din păcate, avem un dezavantaj regional, costul de finanțare este ridicat.
• În al treilea rând vorbim de partea de preț. Vedem, pe de-o parte că prețul e dat de o piață europeană, dar pe de altă parte nu avem pârghiile necesare- vorbim în primul rând de eoliene- de a securiza prețul pe termen mediu, măcar, prin intermediul PPA, indiferent că sunt financiare sau că sunt fizice. Acest element este necesar.
• Nu există un sentiment de stabilitate, de predictibilitate pe termen lung al prețului și avem nevoie de mecanisme, inclusiv în zona de fiscalitate, aduse la un moment dat de conjunctură care acum contribuie la un blocaj. Stăm bine cu proiecte pe hârtie, dar în realitate- vă spun din discuții cu producători – suntem departe de proiecte care să se materializeze. Iar fereastra de oportunitate se închide…
• Atrag atenția că există un pachet legislativ în dezvoltare șa nivel european, vorbim de taxonomie. Dacă la nivel casnic te duci pentru acel certificat obligatoriu, la fel în zona industrială, prin pârghii, certificări, legislație, toată lumea vrea să consume energie verde. Va trebui să punem la dispoziție garanții de origine și, dacă nu vom face asta va trebui să cumpărăm din afară aceste garanții de origine. Mai bine facem noi un cadru investițional, să facem noi energie verde și să exportăm, decât să trebuiască să subvenționăm noi ce se produce în alte părți

Ondrej SAFAR, CEO, CEZ România

• Când vorbim despre tranziția energetică cred că ar trebui să ne imaginăm cum se va finaliza această tranziție. Întregul sistem energetic se va schimba semnificativ, producția va fi mult mai aproape de consum, multe dintre sursele de energie pe care le folosim azi pentru consum nu vor mai fi posibile pe viitor. Vom conduce mașini electrice, vom conduce mașini ce vor folosi hidrogen, probabil, și vom produce electricitate în propriile noastre case. Ceea ce vreau să spun este că această tranziție energetică va fi foarte dificilă și foarte scumpă și, dacă ne gândim la strategia pentru următorii trei ani, ținând cont de istoricul nostru, putem să cheltuim foarte mulți bani și să facem multe greșeli.
• Noi operăm în producția, distribuția și generarea de electricitate. În special în distribuție, fondurile pe care le folosim vin toate de la consumatori. Toate investițiile pe care le facem, tot, vine din partea consumatorului. Dacă investim în direcția greșită, practic nu vom folosi corect banii consumatorilor.
• Am făcut un studiu despre ce ar însemna tranziția energetică pentru următorii 10 ani. Am făcut acest studiu în compania noastră și am folosit și ajutor din exterior. Am început cu țintele pe care și le-a asumat România ca tranziție energetică și am folosit și studiul euro-eletric care definea la modul general cât costă tranziția energetică. Și studiul ne-a arătat că trebuie să investim în rețeaua de distribuție, în următorii 10 ani, între 9 și 15 miliarde de lei. Sunt bani din partea UE, din partea consumatorilor, din tarife. Autoritățile din România ne-au permis să investim o medie de 300 de milioane, pe an, în ultimii cinci ani. Dacă trebuie să investim 9 miliarde, înseamnă aproape 900 de milioane de lei pe an.
• Investițiile sunt aprobate de autorități. Investițiile nu sunt la nivelul pe care poate ni l-am dori și ni l-am planifica noi, ci sunt conforme și aprobate cu autoritățile din România. Pentru a face aceste investiții majore, avem nevoie de foarte mulți oameni și foarte multe companii care să se implice în acest proces și, din păcate, acest subiect nu este dezbătut așa cum ar trebui.
• Vorbind despre gazul din Marea Neagră și alte proiecte, vorbim până la urmă despre ingineri, oameni pentru care ne batem și de care avem nevoie. În primul rând avem nevoie de stabilitate și de o direcție clară, pentru că acele investiții pe care le facem, nu le facem doar noi, le facem prin companii de construcții din România. Atunci, trebuie să venim în fața companiilor de construcții și să le spunem că există această stabilitate, că se pot baza pe noi și că în următorii 10 ani vom investi de 3 ori mai mult, pentru că companiile de construcții sunt cele care trebuie să instruiască oameni, să atragă oameni și, până la urmă, asta înseamnă efort mare și investiții mari.
• Noi suntem în 2023 și, sincer să fiu, nu cunosc planul nostru de investiții și care va fi acesta pentru 2024. Nu avem nicio idee despre care va fi planul de investiții aprobat în 2025 și pentru următoarea perioadă de reglementare. De aceea, nu pot să merg în fața companiilor și să le spun: Vom investi de 3 ori mai mult, pregătiți-vă de pe acum! Și nu pot să semnez contracte cu aceste companii, pe termen lung, garantându-le aceste investiții și lucrări. Pentru că noi chiar nu știm. Încă suntem în perioada în care împrumutăm bani pentru a acoperi CPT (consum propriu tehnologic). Noi ne împrumutăm cu dobândă de 10% și primim 3% de la reglementator, pentru aceasta. Pentru anul viitor, dacă vrem investiții, trebuie să combinăm banii noștri, împrumuturi și fonduri europene.
• De foarte multe ori primesc întrebarea: De ce facem toate acestea? Europa are targetul de net zero până în 2050, iar noi suntem puțin mai agresivi și ne propunem să devenim neutri până în 2040. De ce facem asta? În anul 2050, consumatorii se vor gândi care este amprenta de carbon pe care o are un produs. Cu cât se pregătește mai bine pentru acel moment, cu atât va fi mai bine pregătită o companie. E ceva ce discutăm și explicăm mediului de afaceri din România.

Întrebări și răspunsuri

Întrebare: Aveți capacitatea de a ține pasul cu creșterea numărului de vehicule electrice? Există posibilitatea unei colaborări cu supermarketuri pentru instalarea de stații de încărcare?

Răspuns: Este un bun exemplu de colaborare și planificare în avans. Avem experiența cu programul Anghel Saligny, prin care s-au dezvoltat infrastructurile de gaze naturale și pentru stații electrice. De succes au fost proiectele implementate în care primăriile au venit la noi și am discutat unde este cel mai potrivit loc pentru aceste stații de încărcare. Este foarte mare diferența de costuri în funcție de locul unde se află stația, pentru că rețeaua are niște limite. Și vorbim de diferențe între 10.000 de euro, până la 100.000 de euro, în cazul câtorza kilometri distanță, pentru ceea ce este nevoie de făcut la rețea.

Avem discuții cu companii petroliere care vor să transforme benzinăriile în stații de încărcare și căutăm soluții benefice pentru ambele părți.

Întrebare: Cât de pregătită este rețeaua electrică să facă față unei creșteri a consumului, dar cu o producție mai mică în bandă?

Răspuns: Suntem la începutul acestei aventuri. Asta se întâmplă în toată Europa. Sunt țări care au probleme cu e-vehicles, de exemplu Norvegia. Țările baltice au probleme, și Grecia are o problemă de capacitate pentru regenerabile. Dar e un punct comun în toate aceste probleme: în toate aceste țări a existat o presiune asupra unui anumit tip de tehnologie. Un exemplu este Norvegia, care era un lider în e-mobilitate. S-a decis la nivel politic ca mașinile cu motoare electrice să nu plătească taxe, să fie încărcate gratuit și să poată folosi benzi speciale în oraș etc. Nu a fost o dezvoltare naturală, ci a fost o presiune externă, și asta a dus la problema actuală. Cred că este o mare șansă să învățăm din greșelile altor state și să facem lucrurile mult mai planificat și coordonat.

Gabriel BIRIȘ, Co Managing Partner – Biris Goran SPARL

• O să vorbesc despre fiscalizarea pieței energiei, în contextul unor corecții care considerăm că sunt absolut necesare pentru a asigura dezideratul pe care cu toții ne dorim să-l obținem, independența energetică și, eventual, una cât mai verde.
• Contextul în care discutăm nu este unul tocmai bun. Criza energetică pe care am experimentat-o în 2022 cu impactul ei devastator asupra prețurilor și a inflației generale încă își mai face simțită prezența. România are în acest moment o criză suplimentară, un război care pare că nu se mai termină, deasupra Mării Negre zboară rachete și drone, iar unele dintre ele mai cad și pe granița noastră. Și avem nevoie de investiții în capacități noi de producție a energiei și în infrastructura de transport – distribuție, distribuție care vedem că este oarecum sufocată și de noile nevoi de preluare a energiei, în special, a celei provenite din investițiile noi în fotovoltaice și a energiei provenite din vânt.
• În acest context, sistemul nostru energetic, companiile care activează în extragerea resurselor și distribuția, furnizarea energiei, suferă încă de efectele unor măsuri adoptate în trecut, măsuri care credem că nu au fost tocmai bine calibrate și gândite. Prima dintre ele este Legea 73 din 2018, care a permanentizat impozitul suplimentar asupra veniturilor obținute ca urmare a liberalizării prețurilor la gaze, impozit introdus în 2013, de 60% din prețul mediu de vânzare pentru ce depășea prețul reglementat la vremea respectivă (45 de lei și ceva). Din baza de calcul a acestui impozit se puteau scădea însă, într-o anumită măsură, investițiile. Din 2018, impozitul a fost generalizat, a fost majorat la 80% pentru ce depășește 85 de lei, fără a mai putea deduce valoarea investițiilor. Ceea ce este mai grav este că nu mai poți deduce nici din baza de calcul a impozitului de 60%, decât pentru bucățica dintre 45 și 85 de lei. Ceea ce face foarte dificilă decizia de a investi în exploatarea gazelor onshore.  Și am văzut că imediat după ce a fost introdusă această lege producția onshore a început să scadă în favoarea gazului rusesc, a cărui cotă de piață a urcat la cer.
• N-a fost suficient asta – legiuitorul a deranjat și investițiile în exploatarea gazelor în offshore. Doar pentru un mic zăcământ s-a luat decizia de începere a exploatării și a început să producă. Pentru zăcământul principal, Neptun Deep, nu a fost luată încă decizia de a începe investiția. Pare că este aproape să, dar încă nu a fost luată. În plus, tot urmare a acestui impozit introdus prin Legea offshore, ulterior, îndulcit prin Legea 157 din 2022, am avut ca efect plecarea Exxon, care este cel mai mare producător și unul dintre puținii care au și tehnologia, nu trebuie să apeleze la alții ca să exploateze gazele. Singurul lucru cert care s-a obținut până acum din Legea offshore este miliardul de dolari plătit de Romgaz pentru participația Exxon. Alt rezultat nu avem.
• Mai avem și niște litigii la Curtea de arbitraj. Credem că trebuie analizate aceste măsuri, care sunt o piedică. În plus, am avut măsurile din 2022, când Guvernul a hotărât plafonarea prețului la energie electrică și gaze, pentru consumatorii casnici și non-casnici, practic, compensarea fără nicio limită a furnizorilor, pentru diferența dintre prețul de piață și prețul plafonat de furnizare, chestiune ce a dus la crearea unor datorii uriașe ale statului față de acești furnizori. Parte, pare că au fost plătite, cu întârziere. Aceste compensări urmează, în viziunea autorilor să fie finanțate de un impozit de 80% pus pentru producătorii de energie electrică pentru prețurile mai mari de 450 de lei pe MW. La vremea respectivă, producătorii de energie electrică deja aveau vândută cea mai mare parte din producție, așa că impozitul ăsta nu a generat prea mult.
• În plus, s-a plafonat prețul de vânzare al gazelor naturale către furnizorii clienților casnici la 150 de lei pe MW, în contextul în care prețurile erau mult mai mari, și prețul de vânzare către producătorii de energie termică – la 250 de lei pe MW. Principalii producători de gaze din România se așteaptă acum să investească în jur de 5 miliarde de lei pentru a scoate gazul natural de acolo. Miliarde pe cre nu cred că le au. Vom vedea.
• S-a introdus un impozit de 100% pentru traderii de energie și o discriminare care este o încălcare clară a Tratatului de aderare – pentru traderii locali, impozitul de 100% se aplică asupra unei marje ce depășește 2% din prețul de achiziție.  În schimb, pentru traderii care livrează la export sau fac livrări intracomunitare, acest impozit de 100% nu ia în calcul prețul de achiziție, ci ia în calcul PZU-ul (Prețul Zilei Următoare), care la vremea respectivă putea să fie dublu sau triplu față de prețurile de achiziție din contractele pe termen lung. Practic, este o interdicție la export, în momentul în care aplici o astfel de impozit. N-am auzit să se fi plătit impozitul ăsta sau cât s-a generat din el, dacă s-a plătit. Este o barieră la comerț.
• Tot în 2022 am avut și contribuția de solidaritate, de 60%, care, cu toate bâlbele de la vremea respectivă, este totuși, un impozit suplimentar, calculat în funcție de media profiturilor anilor anteriori. Regulamentul spune că statele au obligația să introducă un impozit de minim 33% pe profiturile excedentare, dacă nu sunt măsuri echivalente. România avea măsuri echivalente din plin, probabil că dacă se făcea un calcul nici măcar nu trebuia să-l introducem. Mai ales că, în momentul în care a fost introdus prețurile la energie erau deja pe un trend puternic descrescător și obligarea la plată, în funcție de profiturile unui an în care prețul mediu a fost în jur de 700 de lei pe MW, iar la sfârșitul anului ajunsese în jur de 250 – 270 de lei. Deci, plătești un impozit pe profitul din 2022, pe care oricum ți-l ia statul ca dividend, în 2023, când veniturile alea nu mai sunt nici măcar la jumătate. Și mai trebuie să faci și investiții. Nu știu cum se vor descurca.
• S-a introdus acest impozit, ulterior s-a mai introdus contribuția retroactivă pentru rafinare.
• În loc de încheiere doream să mă refer la faptul că 95% din creșterile de preț la gaze au ajuns la bugetul de stat. Mind blowing! Nu pot să închei cu asta, pentru că vreau să trag un semnal de alarmă cu privire la noul impozit minim pe cifra de afaceri, care va lovi sever sectorul energetic, în special partea de furnizare și distribuție. Nu sunt marje care să treacă de 6%. Nu au de unde să plătească impozitul ăsta.

Întrebări și răspunsuri

Întrebare: În ce măsură această fiscalitate contribuie la creșterea prețului energiei și cum poate Guvernul rezolva această problemă?

Răspuns: Guvernul este într-un imens conflict de interese cu economia și cetățenii contribuabili. Guvernul este principalul beneficiar al inflației și nu are niciun interes să o reducă semnificativ pe termen scurt. Evident că toate aceste măsuri pun presiune pe preț. În domeniul extracției de resurse minerale de orice fel nu prea poți să te joci cu prețurile foarte mult, pentru că există prețuri pe piața internațională. Dar, fiecare își face niște calcule. Adică, la impozitele care se plătesc, dacă s-ar putea vinde un pic mai ieftin. Nu se va vinde un pic mai ieftin, pentru  că sunt de plătit impozitele. La toate impozitele astea, să nu uităm că, în final, consumatorul suportă TVA. Și vedem că, practic, Guvernul depinde de veniturile astea, deci nu cred că vom vedea măsuri foarte țintite în această direcție.

Dr. Thomas SCHLAAK, Partner, Global Sector Leader Power, Utilities & Renewables, Monitor Deloitte, Deloitte Consulting GmbH

• Ce vedem noi la Deloitte ca scenariu al pieței europene de energie, vă prezint în rezumat un studiu comprehensiv realizat. Realizăm acest studiu de ceva vreme, și observați că în ultimii doi ani s-au schimbat multe în ceea ce privește deciziile europene, mai ales în contextul războiului din Ucraina și al crizei energetice ulterioare, al inflației.
• Am modelat piața UE inclusiv cea a Marii Britanii și majoritatea Estului Europei, cu excepția Balcanilor. Avem patru scenarii, toate urmând să conducă la scăderea emisiilor de CO2, dar nu în același grad.
• Credem că există doi factori determinanți: geopolitică și hotărârea și coeziunea UE, în funcție de acestea vedem posibile 4 scenarii independente, în care avem fie tensiune, fie coeziune, fie acces liber la tehnologii și materii prime, sau un scenariu în care creșterea economică este pusă înaintea schimbărilor climatice.
• Ca rezultat, modelările ne arată, cu diferite variabile, scăderea emisiilor de CO2 între 70 – 80%, ceea ce este absolut semnificativ. Toate scenariile au în comun faptul că cererea de electricitate va crește semnificativ, chiar și în scenariile mai conservatoare.
• Modelarea noastră mai arată mixurile energetice dominate de regenerabile – vânt și solar – cu ponderi deosebite în funcție de scenariu, cu ponderi mai mari sau mai mici ale gazului natural. Volumele de producție sunt influențate de scenarii- nuclearul va mai juca un rol destul de important, gazele au un rol mai mare în special în scenariile conservatoare.
• Diferențele între statele membre UE sunt destul de mari, arătând divergențe ale intensității de emisii de CO2. În final, unele dintre statele membre vor compensa pentru statele energointensive. În termeni de evoluție a emisiilor de CO2 vedem o ”înverzire” indiferent de scenariul luat în calcul, cu intensitate diferită.
• Un factor dominant în toate cele 4 scenarii este vârful eficienței, care va fi atins ma devreme sau ma târziu, în funcție de ce scenariu se aplică, între 2040 și 2050. Dar magnitudinea schimbărilor va fi amplă, indiferent de situație.
• Analiza mai arată că flexibilitatea este direct influențată de realizarea capacităților de stocare. Există suficient spațiu pentru a apela la mai multe tipuri de tehnologii moderne, vedem ca importantă sursă de flexibilitate utilizarea bateriilor dar și al turbinelor pe gaze ca backup în mixul energetic.
• Energiile regenerabile vor livra din ce în ce mai mult, ceea ce va conduce la modificări de prețuri. Gazele nu vor mai atinge niciodată vârful înregistrat anul trecut, media europeană urmând să fie în jurul a 90 de euro, cu deviații de preț în funcție de scenariu.
• În concluzie, scenariul Net Zero se bazează pe o dezvoltare semnificativă a regenerabilelor, atât în termeni de capacitate și de generare după 2030. Energia nucleară va tranzita către modulare activă și va fi greu de înlocuit. Sistemele de producție pe gaz vor fi utilizate numai în vârf de sarcină. Cărbunele va fi înlocuit relativ rapid.
• În toate scenariile se produce tranziție către regenerabile, indiferent de condiții. Ne îndreptăm spre decarbonizare, fără discuții, dar în diferite grade, în funcție de scenariul aplicat. Există și vor exista diferențe naționale, UE nu poate acționa ca întreg în acest demers. Va fi nevoie de solidaritate între statele membre dar și de o piață unică a energiei. Având în vedere dimensiunea acestei tranziții, finanțarea acesteia trebuie să rămână o prioritate, e clar că finanțarea prin datorie nu va fi suficientă pentru a motiva pe toată lumea.

Vicențiu CIOBANU, CEO, Prime Batteries Technology

• Principala noastră activitate este producția de instalații de stocare a energiei electrice în baterii litiu-ion. Am fost invitat să comentez pe subiectul Provocarea viitorului, stocarea energiei. Această provocare este o provocare a provocare a prezentului, întrucât avem acest val de energie regenerabilă ca a început instalarea în ultimii ani. Pentru a înțelege această provocare a viitorului este esențial să înțelegem dacă această provocare s-a manifestat în trecut și dacă s-a manifestat, cum a fost combătută și ce acțiuni au fost luate la momentul respectiv. De aceea, aș duce discuția în secolul XVIII, când a început revoluția industrială, odată cu apariția motorului pe aburi. Principalele țări acre au fost într-un avantaj economic la momentul respectiv au fost cele acre aveau resurse de cărbune. Cărbunele a fost o perioadă lungă o resursă energetică esențială pentru dezvoltarea industriei și a societății, care avea o caracteristică foarte importantă. Se găsea la un nivel destul de ridicat, în cantități destul de mari, în munte. Astfel încât puteam să mergem când doream noi să luăm cărbunele respectiv, să-l transformăm într-o formă de energie. Adică se afla în amontele procesului de transformare energetică. În secolul XXI, în urma Acordului de la Paris (2015), paradigma a fost puțin schimbată, întrucât s-a solicitat o tranziție către o sursă sustenabilă de energie electrică, o sursă non-poluantă și, astfel, producția energiei din surse de cărbune sau de gaz încep să fie înlocuite. Această modalitate de tranziție a fost regăsită acum în sursele regenerabile, precum energia solară sau energia provenită din vânt. Însă aceste surse au probleme esențiale – intermitența. Practic, energia care se afla în amonte, este acum, după proces, adică trebuie rafinată sub formă de energie electrică, la momentul în care este disponibil – când avem soare sau vânt. Această problemă a intermitenței trebuie rezolvată pentru a soluționa problema consumului, care consum nu poate fi dispecerat. Este inopinat  De aici a apărut necesitatea stocării energiei electrice în diferite medii, pe acre le voi clasifica, pentru a fi mai ușor de înțeles ce se pliază pentru fiecare mod de stocare în parte.
• Există posibilitatea de a stoca energie electrică în mod cinetic, care este caracterizată de pompajul apei sau de utilizarea volantei. Există mod de stocare a energiei termic, care este caracterizat de topirea sărurilor și utilizarea temperaturii respective pentru a genera energie electrică la momentul la care avem nevoie, și există stocare electrochimică, caracterizată de baterii de diferite tipuri, fie ele litiu – ion, plumb – acid, utilizând reacții de redox, și care în ultimii ani au luat cea mai mare amploare în piața de stocare de energie.
• De ce sunt folosite bateriile litiu – ion pentru stocarea energiei electrice? În primul rând, au un timp de implementare relativ redus, astfel încât, de la momentul deciziei de investiție și până la momentul punerii în funcțiune sunt luate în calcul, în general, între 6 luni și până la 12 luni, funcție de dimensiunea proiectului.
• Unde se utilizează stocarea energiei electrice în baterii de Li-ion? Pentru stocarea de scurtă durată, mai puțin de o zi sau două zile. De ce se utilizează aceste medii de stocare în baterii Li-ion? Principalele avantaje sunt timpul de răspuns foarte rapid, de sub o secundă, dar și modularitatea lor, ceea ce permite ca odată realizat un proiect de instalare pentru instalații de stocare a energiei electrice, aceasta poate fi multiplicată, dacă este necesar.
• Principalele provocări pe acre le vedem în piață sunt lansate de către acceptanța tehnologiei, deoarece este o tehnologie nou, cadrul legislativ trebuie modificat pentru a accepta o astfel de tehnologie, disponibilitatea de putere în parcurile existente (fotovoltaice sau energie din vânt) pentru a utiliza astfel de tehnologii și, de asemenea, dificultatea de finanțare a unor astfel de instalații de stocare, fiind un produs nou și destul de dificil de înțeles de către instituțiile financiare care acordă credite pentru astfel de investiții.
• În încheiere aș vrea să menționez că Prime Batteries Technology este principalul actor în piața românească de furnizare de baterii. Suntem prezenți aici, în principal pentru aplicațiile atât behind the meter, ceea ce înseamnă aplicațiile rezidențiale și industriale, cât și front of the meter, ceea ce înseamnă bateriile mari, pentru parcuri fotovoltaice și de vânt, în special pentru stocarea de scurtă durată.
• În această piață, noi suntem activi în special pentru a dezvolta instalații mari de stocare. Este esențial să avem aceste instalații în România și să fie realizate de noi, cu tehnologie românească. Suntem foarte activi, de asemenea, în piața vestică pentru instalarea în special în zona de rezidențial.

Întrebări și răspunsuri

Întrebare: Testați, cumva, ceva, și cu stocarea pentru hidrogen?

Răspuns: Stocarea energiei utilizând producția de hidrogen utilizează tehnologia de baterii litiu – ion în procesul respectiv, deoarece  trebuei să-i dea o constanță în realizarea puterii de transformare. Primele teste pe care le-am făcut în măsurarea eficienței de stocare pentru tehnologia de stocare de hidrogen au fost realizate de compania noastră în 2019. Însă, la momentul respectiv am întrerupt acest proces, întrucât eficiența rezultată a fost sub 50%. Ceea ce făcea ca procesul de stocare a energiei electrice să aibă o valoare foarte ridicată.

Întrebare: Care componente ale lanțului valoric putem spera să le atragem în România pentru a fi produse aici și cam care sunt avantajele competitive?

Răspuns: În tot acest lanț valoric care se vehiculează în ultima perioadă, producția de baterii litiu – ion este esențială, în special, de la nivelul producției de electrozi. Din păcate, nu existe resursele necesare pentru a începe rafinarea materiilor precursoare pentru a realiza materiile prime necesare producției de baterii litiu – ion. Pentru o perioadă scurtă către mediu, producția de electrozi, celulele și sistemele de stocare sunt esențiale a fi realizate local. Din punct de vedere al avantajelor dezvoltării unui astfel de lanț valoric în România, vorbim despre o infrastructură critică, partea de stocare a energiei electrice, ceea ce se dorește în Europa a fi realizată  de companii europene, în Europa.

Întrebare: Există susținere suficientă din partea autorităților pentru partea domestică de baterii?

Răspuns: Din punctul nostru, da.

Întrebare: Când va avansa tehnologia suficient pentru a reduce semnificativ timpul de alimentare, la sub 10 minute?

Răspuns: Există tehnologii ce permit o încărcare mai rapidă de 10 minute pentru 80% din capacitatea bateriilor din vehicule. Problema majoră nu este tehnologia de acumulatori, ci infrastructura. Pentru a încărca o mașină în sub 10 minute ai nevoie de o putere semnificativă în punctele respective. Menționa unul dintre participanții, este important să tratăm această tranziție a electrificării într-un mod sustenabil și care nu impactează atât de mult rețelele deja existente. Această definiție de încărcare într-o oră, o oră și jumătate, este probabil, la momentul actual tehnologic este cea mai potrivită pentru această tranziție.

Întrebare: Cam care ar fi necesarul minim de stocare a energiei în România?

Răspuns: Necesarul minim îl determinăm, în general, ca fiind, din punct de vedere al puterii, între 30 și 50% din puterea instalată în energie regenerabilă; 30% pentru solar, 50% pentru vânt, și rezervorul de stocare, între 4 și 6 ore. Cam acesta este necesarul de stocare, din punctul nostru de vedere, al unei astfel de baterii.

Raportat la România, dacă considerăm în următorii ani un total mix energetic cu până la 10 GW de energie regenerabilă instalat, ar însemna o baterie între 3 și 5 GW ca putere și stocare între 18 și 30 de GW/oră.

Marian-Jean MARINESCU, Vicepreședinte, Comisia pentru mediu, sănătate publică și siguranță alimentară din Parlamentul European

• Energia este una dintre marile provocări ale viitorului. S-au badoptat în perioada trecută foarte multe piese legislative ce schimbă complet viitorul industriei europene, care se bazează foarte mult pe energie electrică. Din păcate, toate aceste dosare nu au studii de impact foarte clare. Dacă ne uităm pe studiul de impact de la Legea climei din 2019-2020 o să constatăm că mixul energetic preconizat este de 65% regenerabile în 2030 și 16% nuclear și 13% gaz.
• Cum știm, cu gazul și cu energia nucleară sunt probleme în acest moment, din punctul de vedere al acceptării de către o parte a legislativului. Deci, acel studiu de impact nu arată realitatea.
• Pe de altă parte, se spune că în 2030 vom avea un consum energetic cu 3.100 și ceva de TW, un consum cu 10% mai mare decât consumul din 2020, un an care nu cred că e de referință ținând cont că a fost pandemie.
• S-au stabilit foarte multe ținte, dar nu bazate pe realitate, eventual bazate pe tehnologii care nu sunt încă mature. Cred că industria europeană trebuie își construiască viitorul, bineînțeles și România, pe ceea ce se poate face în perioada următoare. România are avantajul că are o parte din energie pe nuclear, repet însă, e o problemă cu mare greutate, a fost inclusă în taxonomie… Se bazează și pe hidro și pe gaz. Cărbunele va fi o problemă datorită creșterii prețului la certificate. În același studiu de impact se spunea că în 2023 costul unui certificat va fi 60 de euro. Acum este peste 80, a fost la un moment dat și peste 100 de euro.
• Cred că România trebuie să se uite în perioada următoare ce poate să facă să își asigure energia necesară dar să și își atingă țintele de decarbonizare. Spunea cineva că avem nevoie de energie care să suplinească perioadele în care regenerabilele nu sunt disponibile. E adevărat, deci ai nevoie de surse solide pe care să le introduci imediat în sistem. Deocamdată, pe lângă stocare- dar și pentru asta trebuie dezvoltare laborioasă și finanțare mare – aceste surse sunt cărbunele și nuclearul. Sper ca România să fie prima țară care introduce reactoarele modulare, este o măsură extrem de binevenită, în același timp să rezolvăm prin stocare cu emisiile generate de producția de energie. Prin stocarea CO2. Interesul pentru stocare și utilizare, eventual, a crescut foarte mult, cel puțin în ultimele luni au avut loc la Bruxelles foarte multe întâlniri. Stocarea este introdusă în Net Zero Industry Act, și sper să rămână acolo și după vot.
• Noi avem această posibilitate, în Oltenia, să utilizăm această metodă de a micșora emisiile de CO2 și de a micșora presiunea pe producția de energie bazată pe cărbune.
• În același timp avem resurse de gaz, iarăși ceva socotit ca negativ, dar eu nu cred că industria europeană nu poate rezista fără gaz. Trebuie să ne gândim că gazul este bun și pe viitor, din el se poate produce hidrogen  gri. Este o nouă sursă de energie regenerabilă.
• Avem nevoie în primul rând de o imagine foarte clară: câtă energie avem nevoie în perioada următoare, bineînțeles bazat pe o evaluare a readaptării industriei la acestă situație, apoi să investim foarte mult în direcția cuvenită. Ce trebuie făcut în România e valabil pentru celelalte state membre. Altfel, cred, industria europeană va pierde competitivitate foarte mult. Avem nevoie de echilibru între nevoia de a combate efectele schimbărilor climatice și de a asigura competitivitatea industriei. Putem realiza acele ținte care au fost stabilite prin vot de o majoritate din Parlament și din Consiliu, dar nu aș vrea să ajungem ca Europa să fie un muzeu verde. E bine să avem aer curat, mediu curat, însă avem nevoie și de locuri de muncă, altfel vom avea mari probleme sociale.
• S-a vorbit mult de baterii, e foarte bine că dezvoltăm în UE producția de baterii, să sperăm că va fi de succes acest program, dar nu aș vrea să nu mai depindem de gazul rusesc ca să depindem de baterii din China.
• În discursul susținut de președintele Comisiei, săptămâna trecută, la Strasbourg, ați văzut o schimbare, o abordare puțin diferită, în sensul că se va face un studiu de impact asupra competitivității europene. Noi cerem, o parte din acest Parlament, un studiu de impact al întregului pachet Fit for %%. Acest lucru a fost refuzat de Comisie, văd însă că se întâmplă… Sper să văd și căile de urmat în continuare.

Mihai VERȘESCU, Secretar General, Organizația Patronală a Producătorilor de Energie din Surse Regenerabile – PATRES

• PATRES este o organizație patronală a producătorilor de energie din surse regenerabile, care are în componență toate cele patru tehnologii. Avem în momentul de față membri cu o putere instalată de aproximativ doi gigawați și cu investiții în sistemul energetic de trei miliarde de euro.
• România are un potențial foarte mare pe2ntru energia solară, dar în momentul de față există doar câteva proiecte majore în construcție, din cauza fiscalității asupra actualilor producători, precum modul de calcul la taxa de tranziție energetică.
• Al doilea aspect ține și de  modul de eliberare a terenului. Foarte mulți jucători (între ghilimele) au obținut ATR fără a avea o opțiune foarte serioasă de a investi.
• Cu toate acestea ar trebui să ne uităm la profilul de producție a energiei solare versus consum. Energia solară începe să fie produsă când consumul începe să scadă, când omul pleacă de acasă și producția încetează când omul se întoarce acasă și începe vârful de seară. Dacă marii jucători din piață, coroborat și cu explozia prosumatorilor, vor investi în aceste capacități de producție fără a investi și în capacități de stocare, se va ajunge la un excedent foarte mare de energie pe acest profil de producție, respectiv se va ajunge la prețuri negative,  așa cum s-a întâmplat și în California și în Austria și în România în câteva weekend-uri.  
•  Pentru aceasta avem nevoie de unități de stocare. Numai că și aici există anumite bariere legislative.
• În momentul de față, tehnologia este foarte scumpă față de veniturile din energie. Dar și în aceste condiții și în România (și tragem un semnal de alarmă) unitatea de stocare este considerată ca un consumator final. Toată energia care intră în unitatea de stocare este supusă unor taxe de distribuție, transport ș.a.m.d.
• Doi: procentul de finanțare în PNRR a fost de maxim 30% din total investiție. Poate fi unul rezonabil pentru capacitățile foarte mari, pentru că fiabilitatea economică a unei unități de stocare ține și de capacitatea ei, dar poate să nu fie rentabil d.p.d.v economic pentru micile capacități de stocare, sub 10 Megawați, și din această cauză noi am propus, de exemplu la fondul de modernizare, ca procentul minim de finanțare să fie de 50% și să fie eligibili și actualii producători.
• Înainte de noi capacități de producție de energie solară, no avem nevoie de capacități de stocare. Deci să fie eligibili și actualii producători și bateriile stand alone pentru a ajuta sistemul de echilibrare.
• Privind prosumatorii, am trimis la Ministerul Mediului o scrisoare prin care am solicita ca viitorul program Casa Verde să nu se mai adreseze capacităților de producție, respectiv punerea de panouri solare, ci numai capacităților de stocare, având în vedere și rețeaua de joasă tensiune.
• Trebuie avut în vedere și ce fel de panouri intră în țară, chiar dacă sunt de brand, dar sunt vechi iar tehnologia a evoluat foarte mult întretimp.
• Este o problemă europeană. Și de pildă în Franța, un criteriu de eligibilitate este ca echipamentele să fie fabricate în UE.

Întrebări

Producția de panouri solare vine mai ales din China. Când va avea și industria europeană capacitatea de a satisface cererea? La început a avut-o dar a pierdut-o din cauza subvențiilor statului chinez oferite producătorilor săi.

Producția chineză a avansat și datorită progreselor tehnologice, chiar dacă nu au ajuns la nivelul european. Factorul foarte important este prețul, cu 50% mai mic. Totodată, 90% din siliciu se află în China. În fabricarea siliciului există anumite zone unde populația lucrează mai mult decât ar trebui. Aici am putea aplica exemplul american: dacă vrei să vinzi la noi, joci după regulile noastre, privind prezentarea unor certificate. Guvernul SUA cer certificate privind condițiile în care lucrează muncitorul chinez în fabricarea siliciului și s-a ajuns la investiții chineze de producție a panourilor solare în America.

Și Europa poate să preia acest exemplu. Am văzut un program Energu Manufacturing în Europa și 49 de companii au avut succes în producția de baterii și panouri solare.

O altă barieră ar putea fi procentul de reciclare a acestora. Comopaniile europene au ajuns la un procent de aproape 100% de reciclare.

Dacă există un conflict între agricultură și utilizarea terenurilor pentru parcuri fotovoltaice, ce trebuie făcut pentru rezolvarea problemelro?

Există un conflict numai din partea cealaltă, respectiv a autorităților. Dinpartea noastră nu există nici un conflict. Noi considerăm că este o lozincă, pentru că, în mnomentul de față, România are în jur de 13 sau 14 milioane de hectare de tern arabil, iar dacă mâine s-ar instala 5.000 de megawați în panouri solare, ar ocupa 5.000 de hectare. Deci comparația…

Nu există o legislație secundară privind dualitatea de producție de energie și agricolă.  Să vedem ce se poate cultiva…Deci nu există nici un conflict ci o lozincă de tip televizor. Există bariera legislativă  de a nu instala panouri solare pe o suprafață mai mare 50 de hectare. Asta înseamnă ca noii investitori să nu se poată conecta la liniile de 400 kV. Există rețea electrică la Transelectrica dar nu ne putem conecta. În același timp ne plângem că nu avem rețele să ne conectăm și nici nu facem nimic ca să se întâmple acest lucru.

Marian DOBRILĂ, Director Dezvoltare, TDP Partners

• Firma pe care o conduc este un hub de energie, deci spunem că rezolvăm orice problemă din energie, oricât de complicate ar fi ea.
• Mi-aș fi dorit să aud de mai multe ori cuvântul inovare. A venit spre final, așa, timid, apropos de fonduri de inovare, dar consider că în momentul acesta, dacă vorbim de fonduri europene, marea problemă a României este să treacă de paradigma existentă, care de 20 de ani este: Banii vin, banii pleacă. O paradigm în care urmărim să facem o absorbție cu orice preț și în care majoritatea banilor finanțează competitivitatea altor țări, achiziționând, în condiții comerciale sau necomerciale, orice se poate achiziționa, fără un criteriu clasic de selecție.
• Să trecem la o paradigmă în care, ca țară mică, ne putem poziționa să facem mult cu puțin și să ne concentrăm mai mult pe impactul proiectelor, decât să tragem cu orice preț banii care vin. Consider că șansa României este inovarea, o abordare inovatoare, mai curajoasă. Cum am vrea să arate România în cadrul acestor pași, cu ținte pentru 2030 – 2040 – 205? Ar trebui să ne ținem de acești pași, în pofida evenimentelor imprevizibile care apar. Au tot apărut chestii globale și, dacă este să ne uităm la Europa și la ce dorea ea să facă acum cinci ani și ce vrea să facă acum, sunt niște mici diferențe.
• Cred că această inovare trebuie privită într-un mod mai flexibil. În primul rând, inovarea este asociată cu invenția și cu ideile geniale, pe care românii le au, dar nu prea le pun în practică. România poate să-și valorifice mai bine inovațiile, prin transferal tehnologic, care în cultura noastră și în organizarea statului roman sunt extrem, extrem de slab dezvoltate. Trecerea aceasta de la idee la bani este aproape inexistentă în România și singurii inovatori sunt multinaționalele, care au megadepartamente de cercetare și dezvoltare. Eu lucrez cu proiecte inovatoare și cred că putem să facem în România o fabrică de electrolizoare pe brevet românesc cu un randament mai bun decât ce vedem acum în piață.
• Există mult potential în România ca să oprim în țară  o bună parte din acești bani care tot vin. Dacă tot ce vedem că se desfășoară în fața ochilor se bazează foarte mult pe importuri de tehnologie și pe forță de muncă, care este din ce în ce mai mult este importată și ea. S-a dus și paradigma aceasta în care dădeam de muncă oamenilor noștri și construiam practic comunitățile și societățile noastre. Cred că modul în acre reținem acești bani europeni este cheia.
• Pot să vă dau câteva exemple ce mi se par de interes și ar putea să facă o mare diferență. România este parte, dar nu lider, într-un proiect care presupune ca din 2030 să umple Marea Neagră de turbine eolienne offshore. Este un proiect de inovare bine pus la punct, aflat acum în laboratoarele partenerilor de proiect și care deja analizează aceste turbine. Nu vorbim de turbine cu bază fixă, ci de turbine cu bază flotantă, care se învârt după vânt. Este un concept nou, care ar da șanse Mării Negre la anumite distanțe de țărm, care oferă un potential eolian mai bun și pot să fructifice mai bine, să transforme totul într-o afacere, nu numai într-un plan strategic.
• Marea miză a României este să producă singură aceste turbine, aceste flotoare, acele cabluri, să instruiască oamenii care să construiască acele turbine din domeniul maritim, unde valoarea adăugată este foarte mare și oamenii câștigă foarte mult. Poate că așa ar trebui să gândim domeniul acesta energetic, ca pe o locomotivă ce poate să tragă după ea un tren de dezvoltare economică pe orizontală, dar și pe verticală, apropos de a ne produce singuri energia.
• O altă direcție pe care o văd eu și este insuficient exploatată o reprezintă tehnologiile de depoluare. Pe termen lung există un conflict între această idee de captare și stocare de carbon și ideea utilizării carbonului. Am citit despre un proiect strategic pe care un partener din UE îl desfășoară în Brazilia – produce din dioxid de carbon un combustibil sintetic care să fie acceptat și după termenul în care combustibilul clasic va dispărea. Discutăm despre tehnologii care vor veni. Aceste tehnologii nu sunt numai idei sau perspective de viitor, se află deja în diverse stadii de maturizare. Trebuie să decidem ce tehnologii adoptăm, integrăm, și să încercăm să reducem costurile imense pe acre România le are la achiziția de tehnologie, care transferă majoritatea valorii adăugate în exterior.
• Există și inovarea de concept. Am văzut că există mare interes pentru idea aceasta de Casă verde și prosumatori. Abordarea startegică a programului Casă verde, dincolo de faptul că se vrea a se investi în el încă sute de milioane de euro din RePower, este primul venit, primul servit. Singurul lucru pe care țara aceasta îl vede ca prioritate este “cine-i mai rapid din taste, acela să aibă panouri pe casă”. Propun o abordare inovatoare, cap-coadă, o rețetă pe care nu o inventăm noi, dar trebuie să o inovăm, de comunitate energetică, care din momentul în care cineva vine cu un proiect pentru prosumator trebuie să vină cu un concept și cu o construcție de comunitate. Comunitate înseamnă ca, din punct de vedere tehnic, acea comunitate să-și fi gândit deja un plan prin care proiectul să fie eficientizat de la nivelul unui transformator de stradă sau de străzi, să aibă baterie dimensionată spre nevoi, panourile să fie poziționate în cele mai bune locații și unde există o preevaluare tehnică. Dacă sunt atâția bani, eu i-aș da pe un concept mai evoluat care trebuie construit, prin care cu un leu investit în această Casă verde să obținem o reducere a schimburilor cu rețeaua prin optimizarea poziționării și amplasarea panourilor, o educare a consumatorilor acelor comunități, astfel încât un consum să fie mutat în zonele în care se și produce etc.

***

Partener instituțional:

Comisia pentru Industrii și servicii – Parlamentul României, Camera Deputaților

Parteneri:

• Biriș Goran SPARL
• Electrica
• E.ON
• Institutul Aspen România
• Transgaz
• Transelectrica
• CEZ
• Prime Batteries