Tranziţia energetică este obligatorie, atât la nivel european, cât şi local, iar România a făcut paşi importanţi în această direcţie, pe zona de regenerabile în special, dar are nevoie de o legislaţie stabilă şi de investitii ţintite, cu o viziune pe termen lung, sunt de părere participanţii din prima zi a conferinţei ZF Power Summit 2024.
„Războiul a fost un wake-up call pentru europeni cu privire la sursele de energie. Tranziţia energetică este obligatorie şi cu cât o facem mai repede cu atât va fi mai ieftin. Europa are o problemă cu lipsa producţiei de tehnologie. Importăm panouri solare din China. Europa trebuie să investească mult pentru a susţine tehnologia, să trimită fonduri ţintit spre anumite zone, spre R&D“, a declarat George Stassis, president & CEO, PPC, compania elenă care a cumpărat anul trecut ENEL România.
El a subliniat că într-o piaţă energetică conectată companiile trebuie să devină jucători regionali pentru a creşte, pentru a avea succes în tranziţia energetică. „E nevoie de o masă critică. Aceasta este strategia noastră“.
Dincolo de aspectul moral, de sustenabilitate, tranziţia energetică este un proces costisitor şi este important ca ţările implicate, inclusiv România, să aleagă corect în ce domenii îşi concentrează investiţiile pentru a nu regreta pe termen lung.
„Costul banului este mai mare şi probabil va rămâne aşa pentru o perioadă mai mare decât credeam. Trebuie să găsim cu ANRE un cadru pentru a susţine un plan de acţiune pertinent cu obiectivele din România“, a precizat Nicolas Richard, CEO, ENGIE România.
În acest proces de tranziţie, România are avantajul de a deţine rezerve de gaze, care o vor ajuta să aibă o transformare energetică etapizată, dar există şi elemente care lipsesc în acest ecosistem al viitorului, cum sunt proiectele de biometan şi hidrogen. În plus, piaţa locală are nevoie de capacităţi de stocare şi pilotare pentru că vor fi tot mai des situaţii cu energie intermitentă în reţea.
„A doua problemă este reţeaua, unde subestimăm ce avem de făcut pentru un sistem rezilient în viitor“, a completat Nicolas Richard.
Un alt element adus în discuţie de marile companii din energie a fost nevoia revenirii la o piaţă liberă, în condiţiile în care preţurile sunt în continuare reglementate, conform legislaţiei în vigoare, până în 2025.
„Trebuie să pornim un dialog despre cum vom reveni la o piaţă liberă. În acelaşi timp, e nevoie însă de un mecanism pentru consumatorii vulnerabili, care să poată fi folosit atunci când preţurile cresc“, este de părere Christina Verchere, CEO, OMV Petrom, companie care se va dezvolta în următorii ani pe două directii principale: zona tradiţională, de oil&gas, şi segmentul de regenerabile, în care a investit masiv în ultimii ani.
„E adevărat că tranziţia energetică vine cu o serie de probleme, economice, geopolitice. Dar odată ce montezi un panou solar, el rămâne acolo, spre deosebire de gaz, care poate fi pornit sau oprit“.
Nevoia de întoarcere treptată la o piaţă liberă a fost menţionată şi de ministrul energiei, Sebastian Burduja, care a precizat că există discuţii între companii şi minister pentru modificarea actualei scheme de compensare. „Pregătim o trecere graduală spre o piaţă cât mai competitivă. Dar trebuie să fim conştienţi că nu este o situaţie tipică pe piaţa regională şi trebuie să asigurăm stabilitatea întregului sistem“.
Sebastian Burduja a menţionat că pentru a scade preţurile trebuie să produci, să creşti oferta, ceea ce se poate realiza, pe termen mediu şi lung, prin investiţii. În plus, România are în dezvoltare şi proiectul Neptun Deep din Marea Neagră, care va dubla producţia locală de gaze naturale în viitor.
În prezent, preţul la gaze s-a redus şi piata s-a detensionat, companiile fiind dispuse să facă din nou tranzacţii, reprezentanţii companiilor din domeniu fiind de părere că România a ieşit foarte bine din criza energetică.
ZF Power Summit 2024 este cea de-a 13-a ediţie a acestei conferinte care reuneşte principalii jucători din sectorul energetic, autorităţi şi consultanţi. Sponsorii acestei editii sunt Engie, E-infra, Ijdelea & Associates, BCR, Electrica, Electrica Furnizare, Hidroelectrica, Mol, Photomate, OMV Petrom, Tinmar Energy, Wiren, Acue, Adrem, Alive Capital, Axionet, Bento, Bondoc şi Asociaţii, Bulboacă şi Asociaţii, Cez, CMS, Eaton, Energobit, E-on, Eurowind energy, evergent investments, Filip&Company, Horvath, Kinstellar Lubexpert, Marsh, Met, NNDKP, Nuclearelectrica, Parapet, Photon Energy Group, PNE, Pro Credit Bank, Renovatio Trading, Restart Energy, Reţele Electrice, Romgaz, Schneider, Sintel, SKELA, Valorem.
Sebastian Burduja, ministrul Energiei
► În zona de viziune, strategie, avem două termene: Strategia Energetică Natională, unde avem o primă versiune pe care o discutăm în Consiliul Onorific, şi PNIESC, care trebuie trimis la CE până la final de iunie. Ele vor face ordine în zona de planificare strategică.
► Ne uităm la schema de plafonare. Trebuie să avem stabilitate în piată şi la clientul final. Trebuie să vedem dacă în formula actuală este sustenabilă.
► Sistemul energetic a contribuit mult mai mult la stat, şi în contextul crizei energetice, ca urmare a tuturor măsurilor fiscale. Statul a colectat în ultimii 2 ani circa 44-45 miliarde de lei de la companii, prin taxe, impozite, şi a dat înapoi circa 25 miliarde lei.
► Pregătim o trecere graduală spre o piată cât mai competitivă. Dar trebuie să fim conştienţi că nu este o situatie tipică pe piaţa regională şi trebuie să asigurăm stabilitatea întregului sistem.
► Pentru a scade preturile trebuie să produci, să creşti oferta. Asta înseamnă programul de investitii, pe care am reusit să îl accelerăm şi cred că rezultatele se vor vedea în câtiva ani. Avem şi proiectul strategic Neptun Deep, care din 2027 ne va transforma în producătorul numărul 1 de gaze din Europa, ne va dubla productia de gaze naturale. Asta va duce cu sigurantă şi la scăderea preturilor, pe principiiile unei piete libere şi competitive.
► Vrem energie verde, dar vrem stabilitate înainte de orice. Nu putem renunta la cărbune la CE Oltenia până nu punem ceva în loc.
George Stassis, preşedinte şi CEO, PPC
► În ianuarie am anunţat un business plan actualizat pentru grupul PPC, avem un plan de investiţii de circa 9 miliarde de euro şi undeva la 2,5 miliarde de euro sunt dedicate României. Plănuim investiţii în princial în energie regenerabilă şi distribuţie
► În următorii trei ani vrem să construim circa 1,5 GW, deci trebuie să creştem de patru ori capacităţile instalate pe care le avem astăzi. Suntem încrezători că avem mijloacele, echipa şi proiectele să facem asta.
► Sunt vicepreşedinte la Eurelectric şi printre discuţiile pe care le avem în companiile europene de utilităţi vedem că sunt multe guverne care sunt în direcţia de a înţelege că trebuie să facem un pas curajos în Europa şi sunt destul de pozitiv că va fi făcut.
► Hidrogenul nu este încă pregătit pentru utilizare industrială la scară largă. Nu vedem cazuri în care să fie mai ieftin de 4 euro per kilogram, ceea ce nu este competitiv. Trebuie să scadă cu 50%, să ajungă la 2 euro sau mai jos pentru a fi competitiv la nivelul industriei.
► Cred că sectorul de energie va creşte. În România vedem o creştere de 10% la nivel de cerere până în 2030, după calculele noastre
► Vizunea noastră este să ne concentrăm pe tranziţia energetică pentru că nu este doar mai prietenos cu mediul, ci şi mai ieftin.
► Odată cu tranziţia enegetică, caracterul reţelei nu mai este doar de transport, ci de a gestiona fluxul de energie dintr-o parte în alta.
Christina Verchere, CEO, OMV Petrom
► La Neptun Deep am reuşit să atragem contractori foarte importanţi în proiect. Ne concentrăm pe premise şi construcţii, iar în 2027 vrem să vedem prima moleculă extrasă. La Neptun Deep vom avea contracte pe termen lung şi scurt, vom avea produtie pe piata spot, etc. Neptun Deep este un game changer pentru România şi este un proiect foarte important pentru noi.
► Tranziţia energetică din piaţa europeană înseamnă o tranziţie şi la nivelul companiei, în următorii ani. Suntem o companie de oil&gas, dar vrem să dezvoltăm mult şi zona de regenerabile.
► Preţurile au început să coboare. În inima tranziţiei energetice este creşterea capacităţii de producţie de energie, dezvoltarea zonei de regenerabile, care permite Europei să nu mai importe gaze.
► Tranzitia vine cu o serie de probleme, economice, geopolitice. Dar odată ce pui un panou solar, el rămâne acolo, dar gazul este variabil, poate fi pornit sau oprit.
► Reglementarea preturilor a fost introdusă pentru a proteja consumatorii vulnerabili, până în 2025. Dar trebuie să pornim un dialog despre cum vom reveni la o piata liberă. E nevoie însă de un mecanism pentru consumatorii vulnerabili, care să poată fi folosit atunci când preturile cresc.
Nicolas Richard, CEO, ENGIE România
► Tranziţia energetică va costa şi nu ne permitem să facem greşeli. Trebuie să găsim împreună cu factorii politici de decizie şi cu ANRE un cadru care ne permite să avem un plan de acţiune, de investiţie, un cadru potrivit pentru obiectivele pe care le avem în România
► Când vorbim despre tranziţia energetică vorbim, de fapt, de mai multe perspective. Prima este mixul energetic – cum producem şi cum consumăm. Al doilea lucru important este legat de rezilienţa, fiabilitatea şi securitatea sistemelor, iar al treilea, de suportabilitate şi competitivitate.
► Vedem preţuri care au scăzut faţă de anii trecuţi, dar volatilitatea rămâne aceeaşi. Este important să vedem cum şi cât se consumă şi să putem prognoza care va fi consumul de a doua zi. Aici, un lucru foarte important sunt soluţiile hibride.
► Suntem pe drumul bun. Sunt însă lucruri asupra cărora ar trebui să ne aplecăm cu atenţie – biometan, eficienţă energetică şi o politică mult mai articulată - pentru a reuşi să ajungem, până în 2050, la o României net zero.
► Vrem să dublăm capacitatea noastră, construim două parcuri în Prahova şi Galaţi şi suntem în curs de a achiziţiona 80 MW de eolian. Vrem să creştem capacitatea de producţie de energie verde şi zona de electricitate cu ajutorul energiei verzi.
Károly Borbély, CEO, Hidroelectrica
► Noi avem o capacitate instalată de 6.400 MW, prin retehnologizări şi modernizări o să fie puţin mai mult, dar creşte perioada de disponibilitate a acestor agregate. Eu nu cred că ar fi util pentru noi mai mult de 1.000 MW de energie regenerabilă complementară, solar sau eolian.
► Suntem foarte aproape de semnare cu Masdar, doar urmează ultimele aprobări în consiliile de conducere, directorat şi supraveghere, după care putem să dăm drumul la proiect. Sigur, aşteptăm şi legea offshore.
► Rolul regional este un rol extrem de interesant, îţi dă o anvergură, dar focusul pentru noi este să consolidăm intern ce avem de făcut, M&A-uri, UCM Reşiţa, investiţii şi în momentul în care se iveşte o oportunitate de nerefuzat pe extern ne vom concentra şi pe aceasta.
► Orice decizie se ia în privinţa acestei dereglementări trebuie să se facă gradual, să nu fie foarte brusc, pentru că dacă se face foarte brusc iar o să sară preţurile în sus în anul următor.
► Avem o problemă extrem de mare legată de companiile contractoare sau subcontractoare din piaţă care devoltă lucrări în domeniul hidroenergetic. Unele sunt în insolvenţă, altele sunt cu probleme zilnice bine-cunoscute de tot sectorul de business.
Manuela Trisnevschi, head of energy & utilities, BCR
► BCR este unul dintre principalii finanţatori ai domeniului energiei din România pentru că înţelegem atât rolul pe care România îl are geografic din punctul de vedere al independenţei energetice, cât şi pentru că economia, în final, este influenţată de costul energiei şi de independenţa noastră ca ţară energetică.
► Ne uităm la proiecte de mici dimensiuni, de autoconsum, dar şi la proiecte foarte mari care necesită o abordare integrată a jucătorilor bancari din piaţă. Aici mă refer la credite sindicalizate, unde e nevoie de aportul mai multor jucători.
► Pe zona de atragere de fonduri europene, o cheie a succesului şi o accelerare a gradului de accesare ar putea fi o foarte bună colaborare între mediul de afaceri şi instituţiile statului. Trebuie să înţelegem criteriile de eligibilitate şi să urmărim sustenabilitatea financiară a proiectului.
► Vedem un mix sănătos între schema CFD, contractele PPA şi o parte de risc direct cu vânzare către piaţă. Contractele PPA creează predictibilitate, iar contractele CFD dau siguranţa unui cashflow al proiectului care poate duce la o perioadă mai lungă de finanţare.
Oana Ijdelea, managing partener, Ijdelea & Asociaţii
► La nivelul legislaţiei secundare, de exemplu, avem noua propunere pentru regulamentul de conectare la reţea pus în dezbatere publică de către ANRE. Principial cred că este o propunere foarte bună, această încercare de a curăţa piaţa, în special piaţa de regenerabile, deşi regulamentul se adresează tuturor tipurilor de surse de energie. Green Deal-ul a pus în primul rând o presiune extraordinară pe toate palierele, a pus presiune pe statele membre care au trebuit să îşi adapteze legislaţia sau să încerce să îşi adapteze la nivel naţional, nişte cerinţe care au fost tratate uniform pentru toate statele membre în condiţiile în care profilul economic energetic al statelor membre este extrem variat şi profund diferit între ţări Avem o presiune extrem de mare pe dezvoltatorii de energie regenerabilă pentru că s-au proiectat nişte posibilităţi de dezvoltare care nu pot fi susţinute în mod real la nivel adminsitrativ de către statele membre.
Răzvan Popescu, CEO, Romgaz
► La Iernut graficul este respectat de către contractor şi încercăm să grăbim pe cât putem pornirea centralei noi în acest an, în decembrie 2024. Iernut va aduce 430 MW putere brută. În strategie avem în plan 180 MW până în 2030. Îmi doresc foarte mult împreună cu colegii mei să devansăm acest termen. Avem în plan şi vom începe construcţia unui parc fotovoltaic de 41 MW chiar anul acesta cu punerea în producţ la finalul 2025 şi probabil că vom ieşi în piaţă pentru a achiziţiona proiecte de până la 180-200MW de regenerabile. Ne uităm aici atât la fotovoltaice cât şi eoliene. Ţine de strategia naţională dacă se doreşte mărirea acestei reţele sau electrificare. În acest moment ne bazăm pe acest consum. Este un consum important cel casnic pe care România îl are şi vedem în continuare acest alfa în producerea şi vânzarea de gaz natural.
► Analizăm investiţiile în hidrogen, dar aici este o discuţie privind fezabilitatea economică. Credem că tehnologia nu este îndeajuns de matură pentru a ne putea direcţiona bani în acest sens, în acest moment.
Joachim Steenstrup, director, external affairs and strategy, Eurowind Energy
► Ca să atragem investiţii trebuie să avem un cadru de reglementare stabil, atractiv. În majoritatea pieţelor, reglementările se schimbă de 3 ori înainte să terminăm un proiect eolian. De aceea, ne dorim un cadru stabil.
► România este o piaţă foarte foarte bună pentru investitori, extrem de atractivă acum.
► Avem 4 GW în proiecte. Anul acesta am început construcţiile. Cel puţin unul dintre proiecte ar trebui să fie conectat la reţea la finele anului şi încă unul în 2025. Vom continua cu noi proiecte.
► Când ai o piaţă care a hibernat multă vreme şi nu s-a mişcat, ia timp să obţii permisele, autorizaţiile, dar încet-încet autorităţile se vor mişca mai repede şi multe proiecte vor fi finalizate. Ne aşteptăm să mai obţinem 2-3 permise anul acesta.
► 500-800 MW estimez la nivelul întregii piete pe solar.
► Investitiile în hidrogen vor veni atunci când vor fi destule investitii în regenerabile. Iar partea de stocare se va dezvolta când piata va fi liberă din nou, din 2025. Investitiile în baterii sunt rentabile când ai fluctuatii de pret pe parcursul zilei.
Giles Dickson, CEO, WindEurope
► În UE anul trecut am construit un nivel record de ferme eoliene, 16,2 GW, din care 80% au fost eoliene onshore.
► Credem că în 2024 vom avea încă 16 GW de eolian în UE, credem că anul viitor numărul va fi mult mai mare, 22 GW, şi 24 GW în anul următor. Pentru că autorizăm mai multe ferme eoliene. Spania şi Germania au autorizat fiecare cu 70% mai multe proiecte eoliene onshore anul trecut decât în 2022. Cifrele sunt în creştere în Grecia, Franţa, Belgia şi în multe alte ţări.
► Credem că de acum până în 2030 UE va construi în medie 29 GW de eoliene pe an, dintre care două treimi vor fi onshore.
► Cea mai mare piaţă pentru eoliene este Germania, am construit 4 GW de eoliene noi în Germania în 2023, peste 90% onshore. Existau dificultăţi pentru eoliene onshore în Germania în ultimii ani, dar acum lucrurile s-au îmbunătăţit după ce guvernul german a simplificat autorizarea.
► Guvernul României trebuie până la 30 iunie 2024 să transpună directiva europeană pentru simplificarea autorizării proiectelor eoliene şi solare.
► Cea mai mare provocare nu mai este autorizarea, depăşim ce obişnuia să fie blocajul din autorizare. Cel mai mare blocaj acum vine dinspre reţele şi dinspre dezvoltarea lentă a conexiunilor noi onshore şi offshore. Nu investim suficient în reţele.
Radu Mustaţă, energy & power leader for central CEE, Marsh
► Au existat o serie de politici guvernamentale care au impact în prezent asupra tranziţiei energetice. Pentru a ne atinge obiectivele, trebuie să înţelegem că acestea nu sunt doar ţinte orientative, ci direcţii clare pe care trebuie să le urmăm.
► Hidrocarburile, petrolul şi gaze şi cărbunele vor fi cele mai afectate segmente ale industriei energetice în contextul ţintelor pentru 2050. Offshore wind, solarul şi zona de onshore vor fi vedetele în spaţiul energetic până în 2050. Gazul este un vehicul de tranziţie.
► Ne aflăm într-un context în care fiecare ţară din Europa are un obiectiv clar de tranziţie la energia curată şi o viziune net zero pentru 2050.
► Trebuie să ne gândim la 2030 ca la o piatră de hotar importantă şi uriaşă în ceea ce priveşte calea către 2050. Dacă nu ne ţinem de plan până în 2030, va fi prea târziu pentru a schimba direcţia către anul 2050.
► România nu are nevoie de o strategie de castig rapid. Avem nevoie de o strategie mare, care să ne asigure câştigul. M-aş concentra pe proiecte mari şi pentru a face asta România are nevoie de un cadrul legal adecvat, CFD-uri, garanţii de stat, sprijin pentru investitorii internaţionali în dezvoltarea şi implementarea planurilor de afaceri.
Ana Radnev, partner, banking & finance, CMS
► Cred că pentru multe proiecte una dintre provocări este să fie structurate în aşa fel încât să devină bancabile.
► Trebuie să facem CfD-urile să se întâmple.
► Încă se crede că PPA-urile nu merg în România din cauza problemelor de reglementare, dar nu este vorba despre asta, ci de educaţie. Şi e nevoie de timp.
► Au fost câteva PPA-uri anunţate recent şi dacă te uiţi cine sunt, de obicei sunt companii dintr-un grup mai larg care au o strategie de sustenabilitate şi le pasă de costuri.
► Piaţa evoluează, inclusiv pe PPA-uri. Unul dintre punctele importante este legat de progresul pe care l-a făcut România pe interconectare şi asta este important, abilitatea de a exporta, abilitatea de a vinde transfrontalier.
► Şi cred că piaţa din România va vedea şi alţi investitori pe care poate astăzi îi considerăm prea sofisticaţi.
► Legat de faptul că nu sunt mai multe proiecte conectate, vedem acum pe piaţă proiecte din ce în ce mai mari care vin şi care testează cadrul de reglementare. Pentru o vreme toţi ne uitam după terenuri, după permisele iniţiale, acum vedem în practică ce înseamnă de fapt să conectezi un proiect mare la reţea, ce trebuie să faci. A doua oară va fi mai rapid, a treia oară va fi şi mai rapid
Cosmin Ghiţă, CEO, Nuclearelectrica
► La nivelul Nuclearelectrica am început să conturăm un plan de business pentru operarea unităţilor 3 şi 4, cât şi pentru centralelor semere. Noi încercăm pe cât posibil să participăm la aceste proiecte. La unităţile 3 şi 4 nu vor fi deţinute integral de către Nuclearelectrica, probabil că acţionarul majoritar va fi statul român. Momentan sunt deţinute de Nuclearelectrica, dar urmează o injecţie de active în natură a căror valoare este foarte mare.
► Probabil că în momentul injectării acelor active acţionarul principal va deveni statul român. Anul acesta practic suntem în perioada de a securiza graficul şi elementele cu ciclu lung de fabricare şi a ne pregăti resursa umană pentru a putea fi gata să executăm proiectele.
► Noi facem tot ce ne stă în putinţă ca să putem reduce preţul energiei rezultate care poate fi crescut inclusiv din dobânzi. Nu putem să susţinem de unii singuri construcţia de noi centrale nucleare.
► Mai mult de cât atât, finanţatorii la acest moment nu recunosc riscul corporate, doar risc corporate ca risc admisibil pentru a aloca un împrumut, chiar şi un împrumut comercial pentru o construcţie de o capacitate nouă nucleară.
George Niculescu, preşedinte, ANRE
► De la începutul anului 2024 avem autorizaţii de înfiinţare acordate pentru o putere de peste 130 MW, care arată practic intenţia dezvoltatorului de a construi o capacitate de producţie, versus licenţe de 10 MW. Puterea instalată care vine la licenţiat este mult mai mică decât puterea instalată care vine la autorizaţii de înfiinţare.
► Lucrăm la o modificare a metodologiei de racordare, este vorba despre schimbarea regulilor de racordare pentru că trebuie să punem în balanţă şi să vedem exact ce ne dorim. Nu vor fi modificări doar pentru producătorii de energie din surse regenerabile, ci pentru toţi producătorii în general.
► Din punctul de vedere al autorităţii de reglementare, ne dorim mai mulţi megawaţi instalaţi în reţele care să producă energie, care să genereze energie ieftină, care să pună presiune pe preţ şi nu ne dorim foarte mulţi megawaţi pe hârtie, în proiecte care nu se vor finaliza sau care au o rată mică de succes în ceea ce priveşte implementarea.
► Am propus două principia în modificarea metodologiei de racordare: instituirea unei garanţii în valoare de 5% din valoarea lucrărilor din ATR, care să probeze cumva bonitatea, interesul investitorului de a realiza acea investiţie, şi un alt principiu, de a acorda ATR-urile după un principiu de licitaţie.
► Vom intra pe un calendar de discuţii cu operatorii de distribuţie în ceea ce priveşte perioada a cincea de reglemetnare, chiar de săptămâna viitoare cred.
► La 31 decembrie 2023 erau aproximativ 120.000 de prosumatori cu 1.440 MW putere instalată
Monica Iancu, partener, Bondoc şi Asociaţii
► Ce ne dorim de la 2025 ar fi previzibilitatea. Cu cât se ştiu mai devreme regulile, cu atât piaţa va merge mai bine. În acest entuziasm al proiectelor noi, lăsăm uneori partea de market design deoparte, despre cum trebuie închegate contractele, despre comportamente.
► Noua legislaţie europeană ar trebui să aducă nişte norme tranzitorii, inclusiv garanţiile, ce se întâmplă cu proiectele aflate în curs, din care mare parte nu sunt fezabile. Dar fără a afecta proiectele bune, care trebuie să se facă.
► Pe anumite sectoare, regulamentele sunt clare, pe stocare de exemplu. Şi probabil vom vedea şi proiecte pe această zonă. Pe alte zone, lucrurile sunt mai lente, poate piaţa nu e acolo, pentru a le atrage, cum este piaţa de hidrogen.
► Pe Legea Offshore termenele mi se pare foarte ambiţioase, pe zona de legislaţie secundară.
► Mi-aş dori să văd acea Strategie Natională şi corelarea ei cu PNIESC. Mi se pare esential pentru că alfel nu poti lucra la firul ierbii.
Ion Sterian, CEO, Transgaz
► Am semnat pentru Gazoductul Tuzla-Podişor, care transportă gazele de la Marea Neagră, iar undeva la final de iunie 2025 îl finalizăm.
► Cel mai mare consum de gaze e în Bucureşti şi bazinul Bucureştiului, peste 30%. Consumul total e de circa 10 miliarde metri cubi. Nu ne ajung gazele din Marea Neagră pentru consumul intern în 2027-2028.
► La Mintia se construieşte centrala pe cogenerare de 1600 MW, care se adaugă 2,5 miliarde metri cubi consum propriu de gaze. Romgaz a anuntat că va finaliza centrala Iernut, unde va fi nevoie de 1 miliard mc gaze. S-au semnat proiectele de la Işalniţa şi Turceni, încă 1,5 mld. mc. Deci 5 miliarde mc consum suplimentar până acum. Vine apoi programul Anghel Saligny şi aici prevăd 3-5 mld. mc consum.
► Gazele din Marea Neagră înseamnă 8 mld. mc, productia internă este acum vreo 10 mld. mc, dar se va reduce spre 7,5 mld. mc în 2027-2028.
► Deci o sa avem 15 mld.mc, şi consum 20 mld.mc consum. Ne mai trebuie 4-5 mld.mc din import.
► Suntem în discutii pentru 2 terminale, unul în Grecia şi terminalul plutitor de la Dansk. Am ajuns să fim a patra companie din Europa pe retele, pe zona de tehnologizare. Şi putem discuta securitatea în aprovizionare în toată regiunea Balcanilor.
Vasile Cârstea, general manager, Depogaz
► În acest moment avem în dezvoltare depozitul de la Bilciureşti şi mulţi poate urmăresc achiziţia pe SEAP şi sunt interesaţi de acest proiect, proiect pentru care Depogaz a obţinut fonduri europene undeva la 39 mil. euro. Valoarea proiectului se ridică la 126 mil. euro.
► Depogaz operează în baza unui tarif de înmagazinare pe care îl urmărim cu mare interes. Pentru ciclul care începe acum la 1 aprilie 2024, Depogaz prin eforturile sale scade tariful de înmagazinare. Chiar dacă avem o cotă de piaţă de 91% şi o dinamică de dezvoltare accentuată nu încercăm să distorsionăm piaţa.
► Depogaz operează în baza unui tarif de înmagazinare pe care îl urmărim cu mare interes. Pentru ciclul care începe acum la 1 aprilie 2024, Depogaz prin eforturile sale scade tariful de înmagazinare. Chiar dacă avem o cotă de piaţă de 91% şi o dinamică de dezvoltare accentuată nu încercăm să distorsionăm piaţa.
Cosmin Stăvaru, partner, Bondoc şi Asociaţii
► Avem nevoie de o claritate în reglementare, care să pornească de la baza piramidei, deci de la strategie, şi apoi să meargă în ordinea normală – legislaţie primară şi secundară.
► Când vorbim de strategie avem trei perspective: strategia energetică, PNIESC şi strategia de reducere a emisiilor la zero până în 2050, adoptată în decembrie anul trecut. Toate au nevoie de o coordonare şi de un fir comun pentru a putea funcţiona împreună.
► Proiectul ANRE de modificare a regulamentului de racordare este o idee bună, întrucât ar crea un cadru organizat şi centralizat, care să permită autorităţii de reglementare o vedere de ansamblu şi un control al valorii de capacitate care se conectează la reţea.
► Era bine ca această reglementare să fi venit acum doi ani pentru că deja avem aproape 4 GW de avize de racordare. Aceste ATR-uri au o durată de viaţă destul de lungă, circa un an şi jumătate. Practic, o mare parte din capacitatea din reţea este blocată.
► O asemenea reglementare, cu intrarea în vigoare abia din 2025 şi fără norme tranzitorii, poate bulversa piaţa şi poate crea un efect de bumerang neintenţionat, iar preţul proiectelor care au deja ATR ar putea să crească.
Ondrej Safar, CEO, CEZ România
► Orice ţară din Europa decide acum care este direcţia. Olanda a decis că merge spre hidrogen, viitorul ne va arăta dacă este o decizie bună sau nu, dar au luat o decizie şi pun bani într-o direcţie şi nu cheltuie bani în altă direcţie. Poate nu e o decizie bună, dar cu cât nu avem o decizie cu atât facem de toate şi unele dintre direcţii nu vor fi cele potrivite şi vom investi acei bani fără să avem efectul potrivit.
► Orice decidem acum va decide competitivitatea ţării, va decide în ce direcţie mergem, va decide dacă tranziţia energetică va fi de succes sau nu. Este o mare responsabilitate să fii acum la ANRE sau la Ministerul Energiei.
► Reţelele nu au fost construite pentru sistemul energetic al viitorului, care este descentralizat, decarbonizat şi digitalizat.
► Trebuie să avem o viziune despre cum trebuie să arate reţeaua în 2050. Tot ce punem astăzi în reţelele de electricitate, de gaz, de încălzire centralizată, va fi cu noi în anul 2050.
► Facem investiţii pe termen lung, investim pentru 40 de ani, deci trebuie să ai în minte că dacă astăzi investeşti în ceva ce nu are sens în 2050 aceia sunt bani pe care îi plătesc consumatorii.
Claudia Griech, general manager, E.ON Energie România
► Dacă mă uit la segmentul rezidenţial, estimările noastre sunt că, în condiţiile în care există şi programe subvenţionate de stat cum este Casa Verde, la nivel naţional piaţa se va dezvolta în următorii cinci ani ajungând undeva la 500.000 de gospodării care vor avea panouri fotovoltaice.
► Noi suntem la început pe segmentul rezidenţial, cu un număr de aproximativ de 1.500 de sisteme fotovoltaice vândute de noi. Dar, în acelaşi timp, avem undeva la 12.000 de prosumatori pe care îi deservim.
► Avem deja 5.000 de clienţi care ne-au selectat în cadrul programului Casa Verde şi urmează să instalăm pe parcursul acestui an, deci vedem că există o cerere din partea pieţei pentru soluţii de eficienţă energetică.
► În ceea ce priveşte clienţii business şi municipalităţi, anul trecut l-am încheiat cu un număr de 360 de proiecte implementate, avem încă aproximativ 50 de proiecte în implementare. Vorbim despre o producţie de 85 GWh generată de aceste sisteme.
► Ne dorim revenirea la o piaţ liberă, dar nu se poate face oricum, ea trebuie gândită foarte bine. Avem privilegiul de a avea un an la dispoziţie în care să pregătim într-adevăr revenirea la o piaţă liberă.
Bogdan Belciu, cofounder and partner, Valorem Business Advisory
► Tranziţia energetică nu înseamnă doar panouri fotovoltaice. Înseamnă reţele inteligente, flexibile, întărirea capacităţilor şi stocare. Când adunăm toate miliardele alocate pentru energie, ajungem liniştiţi la 150 mld. euro în următorii 25 de ani, adică 5 mld. euro în fiecare an.
► E momentul să avem o socoteală foarte riguroasă, o strategie foarte clasă şi să punem împreună producţia, transportul, distribuţia, interconectarea şi stocarea, să facem estimări cât mai realiste şi să ne apucăm de treabă.
► Probabilitatea unor black outuri în următorii ani creşte pe măsură ce trece timpul, iar noi ne ascundem în spatele miilor de megawaţi şi gigawaţi care sună frumos, dar care sunt doar pe hârtie. Din toate aceste proiecte, circa 10% se întâmplă în realitate, restul rămân pe hârtie.
► România are nevoie de energie ieftină pentru industrie pentru că ţara se dezindustrializează şi nu avem nevoie de subvenţii pentru toată lumea, ci de subvenţii ţintite, pentru acele categorii de consumatori vulnerabili.
Robert-Eugeniu Ciocioi, preşedinte, ACROPO
► ACROPO a fost înfiinţată în baza unei directive europene, a cărei cerinţă a fost existenţa unei autorităţi pentru siguranţa operaţiunilor petroliere offshore la Marea Neagră. Obiectivul principal al ACROPO este prevenirea accidentelor majore în urma desfăşurărilor economice de la Marea Neagră.
► Ne dorim să se dezvolte zona de offshore şi să apară noi perimetre. Există potenţial, dar rămâne la latitudinea statului dacă va considera o prioritate să deschidă noi perimetre.
► De aceste perimetre se va ocupa Ministerul Energiei. În baza unor studii vor fi delimitate şi ulterior va exista o hotărâre de guvern. Până la 30 iunie 2025 să fie delimitate aceste perimetre.
► Legea pentru energia eoliană offshore este pe circuitul parlamentar. Există o prioritate la nivelul guvernului în acest sens, această lege fiind în regim de urgenţă.
George Vişan, energy market division, Transelectrica
► Pe zona de transport propriu-zisă, planul de dezvoltare pe 10 ani cuprinde elemente necesare creşterii capacităţii de transport pentru integrarea surselor. În momentul acesta, etapizarea porneşte de la intenţii. Deşi autorizaţiile sunt la o valoare mică, contractele de racordare care arată seriozitatea mult mai puternică decât intenţia sunt de circa 9,5 GW, 7 GW în transport şi circa 2,7 GW în reţelele de distribuţie.
► Interconexiunile şi solicitarea de creştere la cel puţin 15%, este discutabil ce înseamnă 15% de interconexiune, Transelectrica o va realiza mult mai devreme decât 2030. În acest sens tot planul acela de 10 ani care se reface o dată la doi ani se actualizează şi care cuprinde investiţii de 1,4 mld. euro are ca bază proiecte deja în construcţie şi care se vor pune în funcţiune până în 2028-2030.
► Avem 5.800 MW solicitări pentru stocare deja. Stocarea în energie electrică devine un business stand alone. Practic condiţiile sunt create şi la noi în România.
Mihaela Rodica Suciu, general manager, DEER
► Dacă vorbim despre provocări, cred că ultimii trei ani au fost cei mai provocatori pentru industria energetică. Am avut parte de o criză perfectă, criză sanitară, criză economică, criză energetică şi criză geopolitică.
► Eu asta zic că este provocarea majoră a unui distribuitor, să găsească soluţii, să modernizeze reţeaua, să investească în reţea şi să nu afecteze utilizatorul final prin costuri mai mari pe tariful de distribuţie. Anul acesta trebuie să ne implementăm toate proiectele, să finalizăm POIM, să demarăm toate proiectele pe fondul de modernizare şi să găsim soluţii de a atrage toţi specialiştii din piaţă la noi.
► Provocările din domeniul reglementării sunt foarte mari în 2024. Este an de trecere spre PR 5, perioada de reglementare 5. Este anul în care vom afla care sunt reglementările pentru PR5 şi trebuie să ne pregătim pentru asta. Marea provocare a unui distribuitor este de a identifica soluţii pentru a investi în reţelele de distribuţie şi a nu afecta utilizatorul final pentru că programele de investiţii sunt cele care sunt recunoscute de ANRE în tarife.
Alexandru Aurelian Chiriţă, CEO, Electrica
► Investiţiile sunt în curs, ne orientăm foarte clar la fel ca şi alţi jucători din piaţă către o strategie de 2030 unde avem planificat un minim de 1 GW instalat în producţie şi către investiţiile din reţeaua de distribuţie pentru că fără reţeaua de distribuţie nu putem opera în siguranţă sistemul energetic.
► Ar trebui să ne asigurăm pe un mix minim de 1.000 MW, rămâne să vedem ce soluţii merg cel mai repede. Solarul este investiţia cea mai rapidă. În paralel sunt investiţii pe care grupul le-a declarat ca intenţie să le dezvolte în eolian, însă acolo ştim că sunt dificultăţi cu privire la lanţul de aprovizionare ca atare şi în acelaşi timp avem în vedere în analiză dezvoltarea unei soluţii pe gaz, cu hidrogen şi stocare. În ceea ce priveşte proiectul respectiv momentan suntem la stadiul de studiu de fezabilitate.
► Scopul final este de a ne feri de riscurile la care am fost supuşi în anii de criză pe care i-am depăşit în momentul de faţă. În principal să rămânem fără energie sau să fim nevoiţi să achiziţionăm energia la preţuri nesustenabile din punct de vedere al cash-flow-ului pentru că un preţ foarte ridicat pe 1 MW constituie o problemă principală în procesul de achiziţie în sine indiferent de soluţia pe care o putem găsi ulterior.
