EPG: Crizele energetice pot fi evitate prin deblocarea investitiilor in regenerabile

Cresterile fara precedent ale preturilor energiei din ultimele luni au generat discutii aprinse despre cauze, designul pietei de energie electrica, pretul carbonului si dependenta de importurile de gaze naturale. Raspunsul formulat pana acum de legiuitori pentru rezolvarea acestor probleme (in principal, plafonari de preturi si subventii) nu ofera decat solutii de avarie, de termen scurt, care nu rezolva disfunctionalitatile structurale ce pot duce la repetarea unor astfel de situatii.

In plus, masurile luate de autoritatile din Romania pentru contracararea efectelor crizei actuale a preturilor energiei asupra consumatorilor surprind prin directia opusa fata de propunerile Comisiei Europene in toolbox-ul recent publicat. Decizia de a suprataxa cu 80% veniturile ce depasesc 450 lei/MWh, ce se aplica doar producatorilor de energie curata, fara a tine cont de specificul de operare in piata a surselor regenerabile, pericliteaza nu doar investitiile existente, ci mai ales noile dezvoltari de capacitati de generare ieftine si cu timp de instalare rapid, ce reprezinta, de altfel, singura solutia pentru a evita astfel de crize in anii urmatori. Pseudo-argumentarea ca acest tratament fiscal discriminatoriu s-ar justifica prin faptul ca productia de energie electrica pe baza de combustibili fosili este „deja impovarata” prin plata certificatelor de emisii de carbon denota atat neintelegerea rostului acestor certificate, cat si lipsa oricarei preocupari reale de decarbonare a sistemului energetic romanesc.

Blocarea si intarzierea investitiilor in surse regenerabile, in special solare si eoliene, vor cauza preturi mai mari ale energiei electrice si ale certificatelor de carbon, vor creste dependenta de importurile de gaze si, mai ales, vor periclita atingerea obiectivelor climatice de reducere a emisiilor, dupa cum arata, printre altele, un raport publicat recent de Aurora Research. Inainte de a explica mai aprofundat aceste riscuri, este necesara clarificarea principalelor cauze ale crizei actuale si corectarea unor explicatii eronate care au fost lansate in spatiul public.

 

Avand in vedere aproape dublarea pretului certificatelor de dioxid de carbon de la aproximativ 34 €/tCO2e la inceputul anului 2021 la peste 60 €/tCO2e in prezent, schema UE de comercializare a certificatelor de emisii (ETS) a fost imediat blamata pentru cresterea preturilor electricitatii.

Mecanismul ETS limiteaza volumul de gaze cu efect de sera care poate fi emis de industria energointensiva, de catre producatorii de energie si de companiile aeriene. Producatorii de energie electrica trebuie sa cumpere un certificat EUA pentru fiecare tona emisa de CO2. Totalul certificatelor disponibile este plafonat la un nivel stabilit pentru UE. Acest plafon este redus anual, ajungand in cele din urma la zero. Pe masura ce volumul certificatelor scade, acestea vor deveni tot mai dificil de achizitionat de catre companiile ce produc energie electrica cu un nivel ridicat de emisii per MWh. Astfel, cu timpul, implementarea schemei ETS va determina reducerea orelor de operare a centralelor pe combustibili fosili, precum lignitul, huila, dar si gazele naturale.

Potrivit propunerilor legislative din pachetului Fit-for-55 din aceasta vara, plafonul urmeaza sa fie ajustat pentru a asigura o reducere a emisiilor de carbon din sectoarele acoperite de ETS cu 61% pana in 2030 fata de 1990. Acest anunt, impreuna cu sporirea cererii pentru certificate EUA ca urmare a cresterii consumului de energie electrica in timpul revenirii economice din 2021, au dus la preturi fara precedent pentru certificatele de carbon. Totusi, pretul certificatelor EUA nu a contribuit cu mai mult de o cincime la scumpirea curenta a electricitatii, conform estimarilor Comisiei Europene. Mai degraba, problemele de aprovizionare cu gaze si pretul acestora la nivel international, precum si unele deficiente structurale in functionarea pietelor de energie electrica au contribuit decisiv la o crestere concertata a preturilor energiei electrice in intreaga UE.

 

Pretul gazelor naturale a avut o crestere fulminanta in 2021. Pe platforma olandeza TTF Gas Futures, de referinta in Europa, gazele erau comercializate la 88 €/MWh la sfarsitul lunii octombrie, fata de 16 €/MWh la inceputul anului. Motivele pentru aceasta evolutie constau intr-o combinatie intre cresterea cererii la nivel mondial, ca urmare a accelerarii recuperarii economice, mai ales in Asia, si a problemelor UE de aprovizionare cu gaze din Rusia si Norvegia. Efectul a fost exacerbat de o vara cu productie scazuta a turbinelor eoliene si o primavara rece, care au dus la golirea rezervelor de gaze naturale – concomitent cu reticenta companiilor de a investi la timp in stocuri de gaze, care cauzasera costuri mari cu un an mai devreme.

Actuala criza arata riscurile asociate cu dependenta UE de importurile de combustibili fosili, in special gaze naturale, si expunerea pietelor europene la volatilitatea preturilor combustibililor fosili. Acest fenomen este responsabil si de cresterea pretului energiei electrice la nivel european, afectand toate statele membre. Designul pietelor en-gros de energie electrica si cuplarea lor regionala creeaza conditiile structurale prin care volatilitatea preturilor gazelor naturale la nivel global afecteaza pretul energiei electrice inclusiv in Romania.

 

Designul pietei pentru ziua urmatoare (PZU) folosit pe plan european, inclusiv in Romania, este construit in jurul mecanismului costului marginal. Acesta prevede ca pretul pe piata de energie electrica sa fie stabilit de oferta producatorului a carui productie este necesara pentru a atinge nivelul cererii de energie electrica din piata. De obicei costul marginal este dat de producatorii pe baza de combustibili fosili, iar in situatia actuala in care cotatia gazelor a atins un nivel istoric, producatorul marginal este cel care foloseste acest combustibil, cel mai scump.

Daca Romania ar dispune de o capacitate regenerabila instalata mai mare, am observa o scadere a presiunii in piata si o reducere a pretului energiei electrice in momentele in care resursa regenerabila este disponibila. Astfel ar putea fi acoperit si deficitul curent de capacitate. In ultimii ani, Romania s-a transformat dintr-un exportator net de energie electrica intr-un importator. Conform Transelectrica, in 2020 importurile au insumat 6,8 TWh iar exporturile 4 TWh, rezultand o balanta negativa de 2,8 TWh raportata la consumul final total de energie electrica de 55,7 TWh. Deficitul evident de capacitate este explicat prin retragerea unitatilor pe combustibili fosili, in special carbune, ce si-au atins durata de viata, dar si prin lipsa de investitii in noi capacitati de generare. Singura investitie in curs in centrale conventionale, proiectul CCGT de 430 MW de la Iernut, a fost din nou amanata dupa ce termenul initial de punere in functiune (2019) a fost cu mult depasit.

Ultimele surse regenerabile au devenit operationale in 2016, iar de atunci investitiile in acest sector au fost practic blocate, desi intre timp energia eoliana si cea fotovoltaica au devenit cele mai ieftine modalitati de producere a energiei electrice. Principalele cauze ale inghetarii investitiilor sunt lipsa unui cadru legislativ si de reglementare predictibil, capacitatea limitata a retelei de transport de a prelua noi capacitati si accesul dificil la aceasta.

Conform Planului National Integrat in domeniul Energiei si Schimbarilor Climatice (PNIESC), Romania va trebui sa isi creasca productia din surse regenerabile de la aproximativ 3 GW instalati in energie eoliana la 5,25 GW, respectiv de la 1,4 GW instalati in energie solara la 5 GW in 2030. In acelasi timp, propunerile din pachetul Fit-for-55 ar necesita un total de 7 GW instalati in energie eoliana si 7 GW in energie solara, ceea ce insemna un necesar de proiecte de investitii de 10 GW pana in 2030. Acestea sunt necesare avand in vedere cresterea anticipata a cererii de electricitate cu 15%, pana la 62 TWh in 2030, rezultata din electrificarea partiala a transportului rutier si a incalzirii cladirilor, precum si din cresterea economica prognozata, conform studiului Aurora. Cifra de 10 GW nu include investitiile necesare pentru inlocuirea sau prelungirea duratei de viata a surselor regenerabile existente, a caror mentinere este imperativa pentru atingerea tintelor, fiind in sarcina producatorilor afectati de masura de suprataxare impusa de decidenti.

 

Dupa cum arata Aurora, un ritm lent de instalare a noilor surse de energie regenerabila si o eliminare intarziata a carbunelui din mixul energetic ar duce la scumpiri semnificative a pretului energiei electrice tranzactionate en-gros, cat si a valorii certificatelor EUA pana in 2030. Cele mai serioase consecinte ar fi agravarea saraciei energetice, in special prin cresterea facturii la consumatorii casnici, reducerea competitivitatii sectorului industrial european si adancirea dependentei de importurile de gaze, ceea ce ar mari expunerea pietei de energie electrica la volatilitatea a pretului combustibililor fosili.

Astfel, daca barierele care stau in calea dezvoltarii parcurilor solare si eoliene de productie a energiei electrice nu vor fi eliminate, se poate ajunge la un pret al certificatelor EUA cu 80% mai mare comparativ cu un scenariu in care aceste probleme sunt rezolvate. La acest fenomen poate contribui si prelungirea artificiala a duratei de viata a centralelor pe carbune. In cazul Romaniei, acesti factori ar putea cauza o crestere de 50% a pretului electricitatii fata de preturile din vara acestui an (inainte de problemele de aprovizionare cu gaze). Pe de alta parte, daca Romania va dezvolta capacitati regenerabile la nivelul tintelor propuse de Comisie, previziunea de crestere a pretului este doar 8% pana in 2030, cu o tendinta negativa spre finalul intervalului. Atingerea acestui obiectiv presupune o capacitate totala instalata a regenerabilelor de 14 GW in 2030, ce ar acoperi 69% din productia de energie electrica. De asemenea, pe baza criteriilor de rentabilitate economica, doar 500 MW de capacitati pe baza de lignit ar mai fi functionale peste noua ani.

Schema ETS asigura conditiile necesare atingerii tintelor de decarbonare pe termen lung, dar nu poate elimina riscurile pe termen scurt si mediu. Perioada de viata a instalatiilor cu emisii intensive de CO2 poate fi prelungita dincolo de rentabilitatea lor economica prin ajutor financiar sau alte facilitati acordate de stat. Acest lucru trebuie evitat. Impunerea unui calendar de eliminare a carbunelui, precum cel propus in PNRR, este o masura potrivita in acest sens. Dar exista riscul ca dezvoltarea surselor de energie regenerabila sa nu fie sincronizata cu eliminarea capacitatilor fosile. In ciuda tintelor europene pentru regenerabile, ritmul punerii in functiune al unor noi capacitati s-a prabusit in ultimii ani in Romania.

 

Barierele din calea dezvoltarii surselor regenerabile tin mai degraba de natura administrativa si de reglementare (de exemplu, lipsa instrumentelor de reducere a riscului investitional), decat de lipsa resurselor financiare. Acest fapt este confirmat de apetitul investitorilor, dat fiind ca proiecte insumand intre 20 si 30 GW de energie regenerabila sunt in dezvoltare in acest moment.

Autoritatile trebuie sa clarifice prin lege posibilitatea semnarii contractelor de vanzare a energiei pe termen lung de tip PPA (Power Purchase Agreement), in timp ce introducerea unui instrument de tip CfD (Contracts for Difference) este asteptata pentru finalul anului 2022. Ambele sunt importante pentru reducerea riscului investitional, data fiind nevoia Romaniei de a recupera increderea investitorilor dupa desele schimbari legislative din ultimul deceniu. Aceste doua instrumente ar fi putut deja ajuta Romania in situatia actuala a sectorul energetic, daca ar fi fost deja in vigoare. PPA-urile ar fi permis ca o mai mare parte din energie sa fie tranzactionata pe termen lung si nu pe PZU, unde volatilitatea atinge cote extrem de ridicate in aceste zile. Folosirea CfD-ului pentru capacitati regenerabile ar fi eliminat nevoia de suprataxare, producatorii din acest sector platind inapoi diferenta dintre pretul de exercitare si pretul de vanzare a energiei.

O alta bariera legala pentru dezvoltarea noilor capacitati regenerabile este legea fondului funciar, care ii pune pe investitori in imposibilitatea de a achizitiona sau de a securiza terenuri extravilane. Acest aspect a dus la blocarea de facto a oricarei investitii in proiecte energetice regenerabile localizate extravilan.

Apoi, din punct de vedere tehnic, capacitatea retelei de transport de a conecta si integra noi capacitati regenerabile este limitata, iar viteza cu care Transelectrica dezvolta noi proiecte nu permite ritmul necesar de dezvoltare pentru atingerea tintelor. Dincolo de limitarile tehnice, costurile de racordare la retea depasesc in anumite cazuri 10% din costul total de instalare a capacitatilor regenerabile.

Piata de echilibrare este, in continuare, o bariera majora pentru investitorii in regenerabile. Modificarile aduse pentru conformarea la regulamentele UE nu au contribuit la o reducere a costurilor cu dezechilibrele, acestea ramanand la un nivel foarte ridicat comparativ cu alte piete din Europa. Situatia se datoreaza in special lipsei de concurenta, iar deblocarea investitiilor in capacitati de stocare si solutii de demand side management ar ajuta la reducerea gradului de concentrare a pietei, precum si la imbunatatirea adecvantei sistemului energetic.

Pe langa capitalul privat ce poate fi atras de sectorul energiei regenerabile, Romania dispune de fonduri considerabile prin mecanismele europene de finantare, dintre care peste 10 miliarde de euro numai prin Fondul de Modernizare. Cu toate acestea, intarzierile in implementarea unui mecanism national competitiv si transparent de selectie a proiectelor, impreuna cu celelalte bariere mentionate fac ca niciun proiect regenerabil de mari dimensiuni sa fie astazi aproape de punerea in functiune in Romania.

Este imbucuratoare orientarea anumitor dezvoltatori din Romania catre proiecte integrate, cu sisteme de stocare incluse, ce pot rezolva nu doar deficitul de capacitate de generare, ci intr-o anumita masura si provocarile legate de adecvanta. Este necesar ca primul apel de proiecte al Fondului pentru Modernizare sa permita si finantarea unor proiecte integrate.

Abordarea acestor probleme si deblocarea investitiilor in energie regenerabila va reduce expunerea Romaniei la crize energetice, similare cu cea actuala. Acestea trebuie, desigur, combinate cu masuri pe termen scurt pentru reducerea presiunii financiare exercitate in special asupra consumatorilor vulnerabili.