• Despre noi
  • Contact
  • Cookies
  • Termeni și condiții
  • Politica de confidențialitate
  • umbrela-strategica.ro
  • Apărare
  • Intelligence
  • Energie
  • Infrastructură
  • IT&C
  • Siguranță alimentară
  • CĂUTARE
  • 2020, an crucial pentru energia României. Care sunt provocările şi ce decizii trebuie luate

    Umbrela Strategică Umbrela Strategică -

    Analiză de Mihai Nicuţ, fondator e-nergia.ro pentru Umbrela Strategică

    Energia este domeniul despre care se va vorbi mult în acest an. Multe se vor întâmpla, la noi şi în Europa, şi multe trebuie să facă şi autorităţile şi companiile din sector. Poziţia României e fragilă, timpul nu mai are prea multă răbdare cu noi şi este nevoie de decizii. Unele dureroase, poate

    Trei provocări mari va avea România pe partea de energie în 2020: gazele din Marea Neagră, dereglementarea pieţelor de energie şi gaze în contextul apariţiei regulamentului unic al pieţei de electricitate de la nivelul UE şi debutul politicii de decarbonare, la care ne obligă UE, pe care să-l traversăm cu daune minime, iar la final să nu ieşim învinşi. Să le luăm pe rând.

    Gazele din Marea Neagră. A plecat câinele din faţa măcelăriei, dar uşa rămâne încuiată

    Chiar Autoritatea Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM), instituţie a statului român, estima că în subsolul Mării Negre româneşti există rezerve totale de circa 200 de miliarde de metri cubi de gaze, doar pe baza explorării de până acum. Pentru comparaţie, consumul anual al României este de 11 miliarde de metri cubi.

    În momentul de faţă, sunt trei proiecte de anvergură în zona noastră continentală.

    Primul, în zona de apă adâncă, derulat de Exxon şi OMV Petrom (50% fiecare)-Neptun Deep-unde s-au descoperit rezerve potenţiale de gaze de până la 84 de miliarde de metri cubi, al doilea, derulat de fondul de investiţii american Carlyle, prin Black Sea Oil and Gas (BSOG), în zona de apă mică, are un potenţial cuprins între 10 şi 20 de miliarde de metri cubi, iar al treilea, derulat de Lukoil şi Romgaz, tot în zonă de apă adâncă, cu rezerve potenţiale de 30 de miliarde de metri cubi.

    Dintre toate acestea, singurul pentru care există luată o decizie finală de investiţie este cel al BSOG. Cei de la Carlyle, cel mai mare fond de investiţii din lume, au anunţat decizia, care ar putea aduce primele gaze noi din Marea Neagră la ţărm în anul 2021, în februarie 2019, în ciuda unor riscuri şi condiţionat de viitoarele decizii ale Guvernului de la Bucureşti, despre care vom vorbi ceva mai departe. Lukoil şi Romgaz sunt încă în faza de explorare, iar cel mai mare şi avansat proiect, Neptun Deep, este blocat.

    Cauza blocajului: ExxonMobil şi Petrom trebuia să anunţe încă din 2018 dacă vor lua decizia finală de investiţie în privinţa exploatării comerciale, dar decizia a tot fost amânată. Principalul motiv a fost noua lege offshore, care stabilea cardul de reglementare şi taxare, a fost adoptată prea târziu, a crescut povara fiscală asupra companiilor şi a adus şi o impredictibilitate suplimentară afacerii, plus o restrângere a potenţialei pieţei, prin obligaţia de a se vinde gazele preponderent pe piaţa locală. Totul coroborat cu celebra OUG 114, prin care se reglementa pentru următorii trei ani şi piaţa românească.

    În plus, în vara acestui an, americanii de la Exxon au anunţat Guvernul de la Bucureşti că scot la vânzare participaţia lor în proiect, unde sunt şi operator, pe fondul unei strategii pe care o aplică la nivel de global, de a renunţa la o parte din proiecte care îi aduc profit mai scăzut.

    “Nu pleacă câinele din faţa măcelăriei”, spuneau oficialii români când modificau legea offshore, tăiau deduceri şi inventau taxe noi care făceau ca Exxon şi Petrom să rămână cu doar 10% din profit, iar statul român cu 90%, asta după ce companiile ar fi urmat să investească 4,5 miliarde de euro pentriu a scoate gazul din fundul mării şi a-l pune în conducte, la ţărm.

    Ce ar trebui să se întâmple în 2020 şi de ce e crucial momentul?

    În primul rând, trebuie ca în final legea offshore să fie amendată, pentru a deveni mai prietenoasă. Un pas a fost făcut de fosta guvernare PSD pe ultima sută de metri a mandatului, când a fost elaborat un proiect e modificare a legii, care a fost salutat de Petrom, ca un pas înainte în dezvoltarea proiectului. Impozitul suplimentar a fost diminuat, deducerile au fost extinse, obligaţia de a se vinde gazele preponderent pe piaţa locală a fost ridicată. Un studiu al companiei de consultanţă BirişGoran a arătat că, dacă legea se va aplica, cota statului ar scădea la 60%, iar cea a companiilor ar creşte la 40%, ceea ce ar fi mulţumitor pentru investitori. Totuşi, el nu a fost asumat de noua putere, care vrea un consens politic în Parlament în această chestiune.

    Şi totuşi, în acest an legea trebuie modificată, şi repede. Oficialii Petrom au dat de înţeles că, după atâţia ani de aşteptare şi investiţii de 750 de milioane de euro (Exxon încă pe atât) care nu au produs nimic, proiectul s-a depreciat, iar o ajustare rapidă a cadrului legal (taxe mai mici, clare, stabilitate fiscală, dreptul de vinde oriunde gazul) e vitală şi mai pot aştepta doar în acest an cu decizia finală de investiţie. În plus, când au anunţat decizia finală, şi americanii de la Carlyle au spus că, la momentul în care va demara efectiv producţia, legislaţia trebuie să fie curaţată de efectele OUG 114 şi de suprataxe, lansând voalat o ameninţare cu instanţa dacă acest lucru nu se va întâmpla. Primele gaze de aici vor atinge coasta în primăvara lui 2021.

    Tot de lămurirea cadrului fiscal şi de reglementare depinde şi atragerea unui investitor mare în proiect, care să preia de la Exxon cota în proiect. Compania de stat Romgaz a anunţat că este dispusă să participe, prin achiziţia unei participaţii de 15%-20%, iar alte două companii străine au accesat camera de date cu informaţiile despre rezultatele explorărilor de până acum. Prin presă s-au vehiculat mai multe nume de potenţiali investitori interesaţi: Total, polonezii de la PGNiG, Lukoil, dar nu este nimic oficial.

    Mai sunt de investit trei miliarde de euro, bani pe care nimeni nu e dispus să îi arunce, chiar dacă acolo este gaz, în condiţiile în care nu are garanţia că Guvernul român nu schimbă taxele când se vede văzut cu gazul scos din mare.

    În plus, dacă ne uităm dincolo de graniţe, ar trebui să înţelegem de ce 2020 este cam ultimul ceas. În primul rând pentru că ruşii nu stau degeaba. În 2020 va intra deja gaz rusesc în zonă prin gazoductul Turk Stream, care va fi legat şi la pieţele din Bulgaria şi Serbia. În al doilea rând pentru că se construiesc şi extind noi terminale de LNG (unul în sudul Greciei) prin care va ajunge suplimentar gaz, atât american, cât şi din noile descoperiri din zonă, inclusiv din uriaşul câmp din largul Israelului, la care se adaugă şi gazul suplimentar din Azerbaidjan, transportat prin conductele TANAP-TAP în sudul Europei.

    Deci va fi foarte mult gaz în zonă, cu efect direct asupra preţului. De altfel, s-a şi vâzut în 2019: preţurile au scăzut în Europa centrală chiar la un nivel mai mic, uneori, decât plafonul de preţ reglementat din România (68 lei/MWh)-ca efect România a importat masiv-pe fondul unei ierni trecute mai blânde, a consumului mai mic şi a cantităţilor rămase în depozite. Or, un preţ mai mic este un impediment suplimentar pentru derularea proiectelor depp offshore din Marea Neagră.

    În plus la cele de mai sus, apare politica de decarbonizare a Comisiei Europene, care vrea o tranziţie spre o economie cu emisii zero până la nivelului anilor 2040-2050. Gazul este socotit combustibilul tranziţiei, iar utilizarea lui în generarea de energie ar fi posibilă până la orizontul 2035.

    Dar şi acel orizont ar putea fi devansat având în vedere noua politică adoptată la finalul lui 2019 (Green Deal) şi anunţul sec al BEI care a ajunţat că, din 2021 nu va mai finanţa proiecte energetice noi care presupun utilizarea gazelor naturale. Şi cu asta am făcut trecerea spre cealaltă mare provocare.

    Cum ne pregătim de începutul sfârşitului combustibilor fosili. Riscăm să stingem lumina

    Toate lumea a auzit de “phase out coal”: renunţarea la cărbune în procesul de generare a energiei electrice, care este o politică asumată clar la nivelul Comisiei Europene. România nu şi-a asumat o ţintă, oficial, dar va trebui să o facă, mai ales că, cu cât întinde procesul, cu atât ne costă mai mult. Nouă state au anunţat deja că o vor face în 2030.

    România nu poate însă să renunţe aşa repede. Lignitul din Oltenia (huila din Valea Jiului devine treptat marginală) asigură cel puţin un sfert din mixul energetic al ţării, fiind ars în cele patru centrale ale Complexului Energetic Oltenia, Rovinari, Turceni, Işalniţa, Craiova 2, care au în total o putere instalată de 3.240 MW. Fără aceste centrale, acum România stinge lumina iarna, chiar şi în varianta utilizării la maximum a capacităţii de interconectare pentru importuri.

    Dar, la fiecare MWh pe care îl produc, aceste centrale trebuie să plătească, grosier, circa 100 de lei, certificatul de carbon pe care trebuie să îl cumpere de la Bursa EEX din Germania. În aprilie, CE Oltenia trebuie să arate că are toate certificatele pentru cât a produs (şi emis) în anul 2019, adică 1,6 miliarde de lei. Doar pentru 2019. Adică mai mult de jumătate din cifra de afaceri estimată. Nu-i are. Se închide în aprilie, trimite cei 13.000 de mineri şi energeticieni acasă şi lasă ţara cu opţiunea ca iarma viitoare să treacă la deconectări pentru că nu are cu ce să-şi asigure necesarul de energie electrică? Nu e o opţiune.

    Guvernul României trebuie să îşi asume decizii grele, şi asta în 2020, nu mai târziu. În prima fază, poate să împrumute compania cu 1,1 miliarde de lei, pe care să-I recupereze (poate) peste câţiva ani. Aceasta ar fi soluţia de moment, cerută de companie. Soluţia pe termen lung este o schemă de sprijin: timp de zece ani, toți vom plăti până la 10,5 miliarde de lei, pentru a susține compania, afectată sever de creșterea costurilor cu certificatele de emisii pe care trebuie să le cumpere pentru a produce energie electrică. Ar urma să plătim o taxă de adecvanţă, de circa 3 bani/kwh, trecută în factură, iar din aceşti bani, parţial compania ar urma să plătească certificatele.

    Va fi de acord Bruxelles-ul cu un nou ajutor de stat pentru cărbune, în era “green deal”, pentru noi, mai ales că România a mai dat unul, care acum este considerat ilegal, pentru minele de huilă şi centralele aferente în Valea Jiului? Greu de spus, dar există o şansă, pentru că această schemă de sprijin vine la pachet cu un plan de decarbonare: 1.000 MW pe cărbune se închid şi apar în locul lor 800 MW pe gaze în Oltenia, plus parcuri fotovoltaice de cel puţin 200 MW.

    Aşadar, Guvernul României are de negociat mult, dacă agreează această soluţie avansată de companie. Şi cei din Oltenia ştiu că va muri cărbunele, problema e în cât timp şi ce se pune în loc.

    Iar aici apare marea problemă, legată de ce aţi citit deja despre gaze.

    Banca Europeană pentru Investiţii (BEI), cel mai mare creditor instituţional la nivel global, a anunţat că nu va mai finanţa, din 2021, niciun proiect energetic care să aibă legătură cu combustibilii fosili, şi, mai mult, va solicita şi altor creditori să facă acelaşi lucru.

    Decizia înseamnă că BEI, care este văzută drept banca Uniunii Europene, nu va mai finanţa nici măcar proiecte energetice care au legătură cu gazele naturale, sursă care era văzută drept combustibilul de tranziţie către o economie cu emisii zero, fiind un combustibil mult mai curat.

    BEI face evaluarea proiectelor energetice trimise de toate statele membre Comisiei Europene pentru a obţine finanţare din Fondul de Modernizare al Comisiei Europene (mecanism cunoscut ca 10d, pentru că acolo apare în directiva EU-ETS), un fond la care se strâng banii de la toţi poluatorii din statele membre, şi din care, apoi, BEI decide ce proiecte pot fi finanţate. Un fond la care România speră mult.

    Potrivit unor surse din piaţa românească de energie, România ar putea beneficia de circa 6 miliarde de euro pentru a se finanţa proiecte din acest fond. Cum BEI a spus “stop”, oricărui proiect legat de combustibilii fosili, României nu i se va mai aproba, din 2021, niciun proiect legat de utilizarea gazelor, adică exact ce spera ţara noastră să utilizeze pentru a revigora sectorul energetic şi a creşte independenţa energetică a ţării.

    Poate vom obţine totuşi o perioadă de graţie, dar pentru asta, iarăşi, 2020 este crucial, pe lângă ce aţi citit deja legat de extracţia gazelor, şi pentru a depune repede proiectele la Bruxelles, pentru a prinde “ultimul tren cu bani”. Şi, din ce se aude în piaţă, proiecte pare că ar fi, spre 5.000 MW dacă socotim toate intenţiile.

    Bine, fabricile de curent le înlocuim, dar ce facem cu oamenii?

    Tranziţia energetică va afecta cel mai mult regiunile miniere din statele membre. Cel puţin declarativ până acum, Comisia Europeană este preocupată de viitorul acestor regiuni, care sunt şi în România, pe principiul unei tranziţii juste, în care nimeni să nu fie lăsat în urmă. La nivel european, Comisia a identificat 41 de regiuni din 12 state membre unde desfășoară activități de extracție a cărbunelui, oferind locuri de muncă pentru aproximativ 185 000 de cetățeni. Două dintre ele sunt în România, în sud-vestul ţării, Oltenia şi Valea Jiului.

    “Se așteaptă ca mai multe regiuni să sufere puternic de pe urma tranziției energetice: o regiune din Polonia ar putea pierde până la 41.000 de locuri de muncă, iar alte trei (Cehia, România și Bulgaria) ar putea pierde peste 10.000 de locuri de muncă. Regiunile cu cel mai mare număr de joburi aflate în pericol sunt Polonia, Cehia, România, Bulgaria, Germania și Grecia”. Aşa a scris chiar Comisia.

    Există aşa numitul fond de tranziţie justă, din care să fie finanţate proiecte în aceste zone. În România, momentan este unul singur, prin care minerii şi energeticienii sunt convertiţi în tehnicieni de turbine eoliene şi de reţele electrice. Probabil vor mai fi, dar şi aici e nevoie să negocieze cineva: Polonia şi chiar Germania au cerut Comisiei 40 de miliarde de euro pentru tranziţia energetică, România are de ce să ceară şi ea 20 de miliarde, după cum spun cei din Oltenia. Dar, nu trebuie uitat: banii vin pe proiecte.

    Deconectaţi de la stat, mai conectaţi la Europa

    Preţurile la gaze şi electricitate pentru consumatorii casnici care au rămas în piaţa reglementată vor treptat liberalizate în cursul anului 2020. Astfel, de la 1 iulie nu vor mai exista preţuri reglementate de stat pentru gaze, iar de la 1 ianuarie 2021 pentru energie electrică.

    Preţurile au fost re-reglementate în 2019 prin celebra OUG 114/2018, marca Vâlcov-Teodorovici şi trebuia să aibă acest regim până în 2022, dar, atât în urma efectelor negative ale reglementării, cât mai ales a ameninţărilor cu infringementul din partea CE (reglementarea nu este permisă, în condiţiile în care am făcut-o noi, de legislaţia europeană), preţurile vor fi din nou liberalizate.

    De data aceasta, după liberalizare, ANRE nu va mai aviza preţurile finale, cel puţin potrivit declaraţiilor oficialilor Autorităţii. Dereglementarea se face în trepte pentru că, cel puţin potrivit estimărilor furnizorilor şi ale ANRE, dacă s-ar fi făcut brusc de la 1 ianuarie, preţurile ar fi urmat să crească cu cel puţin 20% la gaze şi 30% la energie electrică.

    Momentan, cel puţin în primele trei luni-pentru gaze- şi şase luni-pentru energia electrică-preţurile finale plătite de populaţie nu vor creşte. După această perioadă, preţiurile plătite de populaţie vor reflecta mult mai mult preţurile de piaţă, nu cele impuse. Există riscuri, mai ales că avem un an electoral, şi este totuşi posibil, la limită, ca liberalizarea să nu se facă chiar aşa cum s-a anunţat, iar efectele negatice pentru piaţă să persiste.

    La gaze, populaţia şi centralele termice care produc apă caldă şi căldură pentru populaţie primesc în continuare de la furnizori gaze pe care aceştia le cumpără de la Petrom şi de la Romgaz, exclusiv din producţie internă la preţul de 68 lei/MWh. Asta până la finalul lunii martie. În aprilie, probabil ANRE va dereglementa parţial piaţa, în sensul că doar jumătate din consum va mai livrat la aceste preţuri, iar furnizorii vor cumpăra cealaltă jumătate din piaţa liberă. Iar de la 1 iulie, tot consumul populaţiei va fi asigurat din piaţa liberă, iar preţul reglementat de 68 de lei va fi istorie.

    În cazul energiei electrice, până la 1 iulie, populaţia va primi electricitate la preţ stabilit de stat în special de la Hidro- şi Nuclearelectrica (a căror profitabilitate este astfel afectată, pentru că vor vinde mult mai mult decât anul trecut, la preţuri mici, sub cele ale pieţei, ba chiar, în cazul Hidroelectrica, sub cel se anul trecut). De la 1 iulie, furnizorii vor primi mai puţină energie la preţuri reglementate, urmând să completeze necesarul cu achiziţii din piaţă, iar de la 1 ianuarie 2021, piaţa reglementată dispare, iar toată energia pentru populaţie va fi achiziţionată de pe piaţa liberă.

    Aşadar, preţurile pieţei vor dicta factura de acasă, şi nu reglementarea statului. Cel mai probabil vom avea parte de o creştere de preţuri, la gaze la începutul iernii viitoare şi la electricitate la începutul lui 2021, imposibil de estimat acum. Vă oferim doar câteva repere:
    La gaze, în luna octombrie 2019, ultima cu date disponibile, s-a importat la preţul de 81 de lei, în medie, în condiţiile în care pe piaţa noastră preţul mediu a fost de 112 lei, dar acesta este viciat totuşi de reglementare, care a scos cantităţi mari din piaţa liberă.

    La electricitate, spre exemplu, Hidroelectrica este obligată să vândă pentru reglementat cu 102 lei/MWh, iar Nuclearelectrica cu 188 de lei. Deşi este încă devreme, vă spunem cotaţia ROPEX-FM (preţul mediu la care s-au realizat, până acum, tranzacţiile cu energie cu livrare la acel moment) este, pentru decembrie 2020, de 269 de lei.

    Cum construim siguranța energetică a României?

    Iar dereglementarea pieţei interne vine la pachet cu celebrul (pentru piaţă) regulament 943 al pieţei europene de energie electrică, care transpune în fapt unul dintre principiile UE: uniunea energetică.

    Pe scurt, ce presupune: pieţele sunt libere, autorităţile trebuie să eliminine orice barieră în calea formării preţurilor, energia se poate vinde pe contracte bilaterale negociate direct, va fi o singură piaţă de echilibrare la nivel european, cu un singur preţ, nu două ca acum, de deficit şi de excedent. Acum, România nu respectă niciuna dintre aceste condiţii, dar regulamentul este în vigoare, şi pentru noi, de la 1 ianuarie 2020. ANRE a elaborat un ordin cu principiile adoptării acestui regulament în România, înainte de schimbarea legislaţiei primare, care conţine inclusiv nişte termene derogatorii, printre care însuşi calendarul de dereglementare de mai sus.

    Regulamentul va schimba din temelii piaţa şi percepţia mai ales: va accepta factorul de decizie, reglementatorul şi legiutorul adică, o intervenţie mult mai slabă într-un domeniu în care, mai ales în ultimii ani, a părut că există o dorinţă de a controla tot? Iar piaţa va funcţiona şi în beneficiul siguranţei energetice a ţării, tocmai în condiţiile în care vorbim de fapt de ambiţia de siguranţă a unui continent contectat, nu a unei ţări?

     

    Mihai Nicuţ este jurnalist profesionist, cu o experienţă de 20 de ani. Coordonează portalul de ştiri economice www.economica.net şi este fondatorul publicaţiei www.e-nergia.ro, specializată în ştiri şi analize referitoare la domeniul energetic.

    Te-ar mai putea interesa

     Elbit Systems a prezentat drona  HermesTM 650 Spark Industria alimentelor fast food trece printr-o ”furtună economică”  Directorul FBI Christopher Wray a avut o ”întâlnire de lucru” cu directorul interimar al SRI

    Ultimele știri

    Inteligența artificială elimină 1.000 de locuri de muncă pe zi Stația de la Mostiștea, veche de 50 de ani, se modernizează cu 57 de milioane de euro Șapte comasări necesare