Opinie de Cătălin Stancu, Senior Advisor, Horváth
În această primăvară, a avut loc un eveniment așteptat mai bine de trei ani de industria energetică din România: publicarea cadrului de susținere a Contractelor pentru Diferență (CfD) pentru tehnologiile care contribuie la reducerea emisiilor de carbon în industria energetică (MO 333 bis/10.04.2024). Este un eveniment special, dacă rememorăm istoria acestei industrii din ultimii 15 ani.
În anul 2008, România promova, prin Legea 220/2008, un cadru considerat la acea vreme unul dintre cele mai favorabile din Europa pentru susținerea tehnologiilor sustenabile de producere a energiei electrice. Dezvoltarea impresionantă a acestor tehnologii, între 2009 și 2013, plasa România în top 10 mondial, din perspectiva capacităților dezvoltate: 3000 MW în eolian și 1300 MW în fotovoltaic (PV).
Îngrijorările generate de costul acestei scheme – care erau transferate în final consumatorilor (România adoptase o schemă mai puțin folosită, de Certificate Verzi, alocând un număr de certificate pentru fiecare tehnologie) – au determinat ca în 2013, prin OUG 57 (și ulterior prin multe alte modificări menite să regleze efectele acestei ordonanțe de urgență), această schemă de promovare (L220/2008) să fie practic anulată.
Contextul actual, care presupune trecerea către tehnologii sustenabile în toate sectoarele economice (Green Deal/Fit For 55) readuce în discuție găsirea unei modalități prin care aceste tehnologii să primească sprijinul necesar și justificat de efectele benefice pe care le generează (sustenabilitate, preț, independență energetică), cu minimizarea costurilor implicate pentru consumatori. În principiu, există două opțiuni: schemele de feed-in tariff și schemele de CfD.
În România ultimilor 15 ani, cu excepția notabilă a centralei Petrom de la Brazi (2012) și a capacităților regenerabile realizate până în 2013, nicio capacitate energetică nouă nu a mai fost realizată în ultimii 12 ani. Acesta este și principalul motiv care, alături de explozia prețului la gazele naturale, determinate de războiul din Ucraina, a condus la niveluri de preț al energiei record, începând cu anul 2022.
În general, orice strategie energetică urmărește să dezvolte un mix energetic care să răspundă la dezideratele de securitate energetică, sustenabilitate și preț minim. Astfel, în acest context, noua schemă de promovare a tehnologiilor sustenabile (vânt on/off shore, solar, hidro, nuclear, hidrogen și stocare de energie) devine un instrument esențial pentru relansarea industriei energetice din România.
În plus, dincolo de considerentele economice (care vor fi analizate în continuare), România are de îndeplinit și un set de ținte de decarbonizare, reflectate de Planul Național Integrat Energie și Schimbări Climatice (PNIESC). Conform variantei updatate a documentului (noiembrie 2023), România ar trebui să atingă, în următorii zece ani, 24.300 MW în capacitate de producere nouă (9.400 MW vânt și 9.900 MW în PV de scară industrială, plus 5.000 MW în rooftop PV).
La acest moment, avem aproximativ 3100 MW vânt, 1.600 MW în parcuri solare mari, realizați până la nivelul anului 2013, și aproximativ 1.500 MW în rooftop PV, realizați în majoritate pe scheme de sprijin (PNRR/Casa Verde) în ultimii doi ani.
În anul 2023, am realizat 72 MW în vânt și 500 MW în solar, după o perioadă de opt ani în care nu a fost realizată nicio capacitate nouă. Dacă ținem cont și de faptul că majoritatea capacităților existente de resurse energetice regenerabile (RES) sunt realizate în urmă cu peste zece ani și avem în vedere durata lor de viață, în următorii ani se adaugă și efortul investițional de retehnologizare a acestor capacități deja existente.
Un calcul simplu ne arată că ar trebui să punem în funcțiune capacitate de minim 2.000 MW pe an. Este evident că, în ritmul actual, aceste ținte nu pot fi atinse și la fel de evident este că, dincolo de orice argumente pro sau contra tehnologiilor sustenabile, fără un impuls semnificativ aceste ținte nu vor putea fi atinse.
Mai mult, merită amintite criteriile care ar trebui sa stea la baza oricărei strategii energetice – alegerea unor tehnologii care să verifice (cel puțin parțial) următoarele aspecte:
- Costul minim de producție al energiei. Pentru stabilirea acestuia se utilizează, în mod obișnuit, indicatorul „levelized cost of energy” (LCOE, sau costul mediu în termeni reali al energiei). Conform unui studiu recent al Comisiei Europene (Trinomics/2020) pe primele șase locuri, din perspectiva costului minim, se află tehnologiile regenerabile (inclusiv hidro), urmate de centralele pe gaze naturale (CCGT). Totuși, merită remarcat că un cost mare al gazului natural (la care se adaugă costul emisiilor de CO2) comportă un risc semnificativ de creștere a prețului de producție a energiei, dar și faptul că la un mix național energetic cu multă producție variabilă vor fi necesare echilibrări ale sistemului energetic (așadar, capacitatea de CCGT ar trebui optimizată).
- Timpul de realizare a unei capacități de scară industrială. Din nou cele trei tehnologii (vânt, solar și CCGT) au timpii minimi (2-3 ani). În schimb, intervalul necesar pentru construcția unei hidrocentrale sau a unități nucleare este semnificativ mai mare (7-10 ani).
- Costul/controlul asupra materiei prime: evident, aici singura materie primă care este disponibilă neîngrădit este cea necesară energiei regenerabile, care are incovenientul variabilității (situație rezolvabilă cu tehnologiile de stocare/CCGT).
Dincolo de acestea, ar trebui să ținem cont de avantajul dezvoltării de capacități relativ mai mici (precum în cazul capacităților pe vânt și solar): un număr mai mare de producători determină creșterea competitivității și obținerea celui mai bun preț al energiei. O piață energetică dominată de mari producători va avea întotdeauna un risc de monopol, după cum arată evoluțiile recente pe piața internațională de gaze naturale.
Trecerea în revistă a condiționalităților de mai sus arată cât de importantă este o schemă care să restarteze investițiile în industria energetică, așa cum este noua schema de CfD a României.
Succesul schemei ar trebui să însemne ca primele licitații, estimate a fi derulate chiar în acest an, să fie în mod ideal suprasubscrise, cu un număr de participanți care să determine capacități instalate licitate semnificativ peste contingentele de 1.000 MW de vânt și PV, iar în consecință cu un preț semnificativ sub cel de 90EUR / MWh anunțat.
Riscul major este ca o primă licitație să nu se încheie cu succes (însemnând alocarea celor două contingente), pentru că aceasta ar însemna, foarte probabil, reluarea întregului concept și a procesului de aprobări necesare. Este demn de reținut că actuala schemă a necesitat trei ani pentru parcurgerea întregului proces.
În principiu, orice schemă de ajutor ar trebui să minimizeze costurile de implementare (acestea fiind suportate de consumatori) și să determine stabilitatea veniturilor viitoare ale investitorilor – fără de care proiectele nu se realizează.
Primele reacții din piață arată reticență, fiind invocate prevederi care ar aduce instabilitate, afectând semnificativ cea de-a doua condiție: stabilitatea veniturilor. Iată o listă preliminară a acestor prevederi care pot aduce anumite riscuri:
- Suspendarea schemei în intervalele orare cu prețuri negative: art 3(9). Prevederea intră în contradicție cu principiul esențial de a determina stabilitatea veniturilor.
- Suspendarea schemei la solicitarea Comisiei Europene: art 3(10).
- Recalcularea prețului/metodologiei de stabilire a prețului de referință. Acest tip de intervenție este lăsată la latitudinea ANRE: art 7(h).
- Finanțarea parțială a schemei de către consumatori este percepută ca un risc major, având în vedere istoricul de intervenții din trecut, considerate de investitori nejustificate: art 10.
- Posibilitatea modificării contractului de CfD ex-post: art 11.
- Limitarea la obligația de a lansa licitații în anii 2024 și 2025: art 12(2).
- Mecanismele de împărțire a profitului în cazul contractelor bilaterale pe termen lung (PPAs): art 12(7).
Fiecare dintre aceste aspecte ar necesita o analiză aprofundată, iar lista completă a riscurilor ar fi mai lungă, adăugându-se la ea prevederi din contractul cadru. Deocamdată, riscurile de mai sus par suficiente pentru a justifica reacția prudentă a investitorilor.
În concluzie, exista un risc ca actuala schemă să nu atingă obiectivele preconizate și, implicit, un risc major de întârziere pentru obiectivele PNIESC.
Precum în cazul altor acte de reglementare, riscul de a supra proteja o parte implică și consecința de a bloca un sector industrial esențial competitivității economice: energia. Energia regenerabilă este o componentă vitală a mixului energetic, nu numai pentru sustenabilitate, dar și pentru realizarea rapidă de noi capacități energetice, care să aducă nivelul de preț pe un trend descrescător pe termen lung.
Respectarea riguroasă a triadei predictibilitate, transparență și stabilitate este de maximă importanță pentru evitarea unor sincope care ar avea efecte semnificative pe termen lung.
Cătălin Stancu are o experiență de peste 20 de ani ca CEO și Chief Operating Officer (COO) în mari companii din sectorul energetic precum Electrica și E.ON, iar din 2019 face parte din echipa de experți seniori a Horváth România. Expertiza lui include poziții de leadership în proiecte de transformare organizațională și digitală, programe de excelență operațională și integrare post- merger, având o excelentă cunoaștere a sectorului energetic din România. Deține un MBA la University of Sheffield și este absolvent al Universității Politehnica din București.
