Schema pentru susţinerea investiţiilor în surse regenerabile de energie sub 1 MW, prin tarife fixe, ar putea începe în iunie sau iulie, dacă răspunsul aşteptat de autorităţi de la Comisia Europeană va veni în martie, a anunţat Zoltan Nagy, membru în boardul Autorităţii Naţionale pentru Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), la HydroPower Energy Summit 2014.
Potrivit acestuia, ultimul set de documente legat de tarifele fixe a fost trimis Comisiei Europene în luna decembrie 2013, însă răspunsul final nu a fost încă primit.
“Aşteptăm aprobarea de la Comisia Europeană (CE) pentru aceste preţuri reglementate pentru unităţi sub 1 MW, respectiv 2 MW în cazul centralelor pe biomasă în cogenerare. În prima săptămână din decembrie am trimis ultimul set de documente către Comisie, legat de feed-in tariffs, iar discuţiile privind centralele sub 1 MW le-am început în mai 2013. Au fost puse întrebări de către CE şi am răspuns în decembrie 2013. Aşteptăm reacţia şi părerea lor. Le-am trimis o metodologie pe baza căreia se vor calcula aceste tarife, iar în decembrie le-am trimis şi anumite exemple de tarife”, a spus Zoltan Nagy.
El a atras atenţia că aceste cifre ar putea să nu fie definitive, întrucât, după aprobarea finală a metodologiei, vor fi calculate preţurile finale.
“Cifrele s-ar putea să nu fie definitive. După ce primim răspunsul CE, există posibilitatea ca metodologia să fie schimbată sau anumite cifre să fie schimbate. Vom avea aprobarea finală a acestei metodologii şi, pe baza ei, vom calcula preţurile finale. Acestea sunt simple exemple şi am decis să nu le publicăm pentru a nu da drumul la speculaţii în piaţă. Valorile sunt deja calculate, nu sunt publice, au fost trimise doar CE. În momentul în care CE ne va comunica dacă este de acord cu tehnologia sau dacă are sugestii, atunci vom calcula şi publica tarifele. Dacă primim un răspuns pozitiv din partea CE în martie, probabil că în iunie sau iulie am putea începe această schemă pentru tarifele fixe”, a precizat reprezentantul ANRE.
El subliniat că acest tarif va fi opţional. “Va fi opţional. Dacă cineva îndeplineşte condiţiile de a beneficia de aceste tarife reglementate, acesta are posibilitatea de a opta dacă merge pe feed-in tarrifs sau dacă va merge pe certificate verzi. Inclusiv pentru centralele existente, cei care sunt acreditaţi pe certificate verzi vor avea o perioadă de timp în care pot să opteze să schimbe schema de sprijin”, a adăugat Nagy.
El a menţionat că furnizorii de energie electrică vor avea obligaţia de a prelua această energie, de a plăti tarifele fixe stabilite de ANRE, iar investitorul mic ar avea “o viaţă mai simplă, nu ar avea problema de a căuta un cumpărător pentru energie electrică, de a participa la pieţele centralizate de energie electrică, de certificate verzi, ar fi mult mai simplu să vândă unui partener stabilit de ANRE cantitatea de energie electrică produsă”.
Capacităţi regenerabile “la dublu”
Capacităţile acreditate şi licenţiate pe total regenerabile aproape s-au dublat la finele lui 2013, comparativ cu 2012, a mai spus Zoltan Nagy.
Acesta a subliniat că 2013 a fost un an de excepţie pentru investitori, care au construit peste 2.000 de MW în centrale, majoritatea fotovoltaice.
De asemenea, o creştere s-a înregistrat şi în cazul energiei eoliene, unde capacităţile au crescut cu 44%.
“În 2013, aproape s-au dublat capacităţile acreditate şi licenţiate pe total regenerabile doar pe parcursul unui an. A fost un an de excepţie pentru investitori. Au construit peste 2.000 de MW de centrale, majoritatea fotovoltaice. Dar şi în cazul energiei eoliene avem o creştere. Aceasta este mai mare de 44%”, a mai spus Nagy.
Potrivit datelor ANRE, producţia de energie regenerabilă a ajuns la un nivel-record la finele anului trecut, când capacitatea totală a proiectelor existente în sistem a ajuns la aproape 4.500 MW, cu 82% mai mare decât la sfârşitul anului 2012.
România şi-a asumat ca, 24% din consumul de electricitate din anul 2020, să provină din surse regenerabile, însă ANRE anunţat că această ţintă a fost deja atinsă la 1 ianuarie 2014.
Două râuri interesante pentru Hidroelectrica
Doar două proiecte pe râurile interioare mai prezintă interes pentru Hidroelectrica, unul în nord, pe Bistriţa, şi un proiect transfrontalier realizat în colaborare cu Ucraina, pe Tisa, a declarat Mihai Teleanu, membru al Directoratului Hidroelectrica, la Romanian HydroPower Energy Summit 2014.
Potrivit acestuia, se încearcă şi o resuscitare a interesului pentru proiectul de la Turnu Măgurele – Nicopole.
“Avem proiecte pe Dunăre. Încercăm pe Dunăre să resuscităm interesul pentru Turnu Măgurele – Nicopole. Bulgaria a şi uitat de proiectul ăsta, dar încercăm să îi redeterminăm, iar pentru proiecte privind micropotenţialul nu mai avem interes în dezvoltare pentru că noi, pe de o parte, privatizăm, iar, pe de altă parte, să construim – este un nonsens economic”, a explicat el.
Teleanu a precizat şi că priorităţi pentru Hidroelectrica sunt centralele în operare şi dezvoltarea centralelor importante pentru sistemul energetic naţional. “Din 27 de studii de prefezabilitate pentru posibile hidrocentrale care vor putea fi construite în perspectivă, 25 se referă la lanţuri de hidrocentrale sub 10 MW”, a afirmat Teleanu.
Reprezentanţii Hidroelectrica au decis ca, din 2014, să privatizeze doar acele microhidrocentrale cu situaţia terenurilor clară, cu certificate de proprietate şi terenuri întabulate, a mai spus Mihai Teleanu.
“În perioada 2004 – 2014, ne-am confruntat cu diverse probleme legate în special de actele de proprietate asupra terenului. S-au vândut microhidrocentrale care nu aveau terenurile cu certificat şi întabulate şi a trebuit să stabilim chirii între Hidroelectrica şi proprietari până când am reuşit să rezolvăm situaţia terenurilor, după care s-au vândut aceste terenuri. Pentru că anul trecut au fost câteva probleme legate de terenuri, am decis ca, începând cu 2014, să organizăm licitaţii doar pentru microhidrocentralele cu situaţia terenurilor clară, certificate de proprietate şi terenuri întabulat”’, a afirmat reprezentantul companiei.
Mihai Teleanu a precizat că, în intervalul 2004 – 2014, s-au organizat nouă licitaţii pentru vânzarea de microhidrocentrale, pe 27 de pachete.
“Am vândut scheme de la o centrală până la 10 centrale. S-au vândut 103 microhidrocentrale, cu o putere instalată de 82 MW şi energia de proiectare de 236 GWh pe an. Preţurile de pornire ale activelor au fost în majoritatea cazurilor depăşite. În primii ani, preţul pe MW instalat ca vânzare a fost mai mic, iar când a apărut suportul certificatelor mai consistent a crescut şi preţul de vânzare”, a subliniat el. Metoda folosită pentru vânzarea microhidrocentralelor este licitaţia deschisă cu strigare tip “english auction”, unde preţul “se duce numai în sus”.
Tarniţa în linie dreaptă
Autorităţile române au ajuns aproape de pragul final pentru o licitaţie internaţională privind proiectul hidrocentralei de pompaj Tarniţa – Lăpuşteşti, iar anul acesta ar fi posibil să se încheie şi negocierile cu investitorul strategic care va fi identificat, a mai spus Mihai Teleanu.
“Proiectul Tarniţa – Lăpuşteşti este în programul de guvernare al USL. El a fost promovat, am ajuns în apropierea pragului final pentru o licitaţie internaţională. Sperăm ca anul acesta să încheiem şi toate negocierile cu investitorul strategic, care va fi identificat în urma anunţului public, care va apărea cât de curând”, a mai spus Teleanu.
“Sper ca, în viitor, cel puţin partea aceasta de eoliene, de energii regenerabile intermitente şi impredictibile, să se asocieze cu pompajul nostru, ca în modelul american. Obama, în primul mandat, a semnat un act pentru 300.000 de MW instalaţi în eoliene, asociaţi cu 50.000 de MW instalaţi în centralele de pompaj. Astfel, la ora actuală, ANRE-ul lor a dat 38 de licenţe preliminare, deci ei au identificat locaţii favorabile, căutând măcar unul din rezervoare – superior, inferior – să fie la îndemână, pentru reducerea costului, şi se construieşte. Pe de altă parte, campionii pompajului au fost japonezii şi ei spuneau că, indiferent ce mixt ai în ţara ta, este bine ca pompajul să fie între 5 şi 15% din capacitatea instalată, fără să mai faci studii ca să vezi ce-ţi iese”, a precizat Teleanu.
Hidroelectrica are o putere instalată de circa 6.500 MW, fiind cel mai important producător de energie electrică din România pe resursa hidro. Producţia de energie electrică la nivelul anului 2013 a fost de 14,8 TWh, în condiţiile în care producţia într-un an hidrologic mediu este apreciată la circa 17 TWh. Energia produsă de Hidroelectrica este aproximativ 30-33% din totalul energiei realizate la nivel naţional.
Hidroelectrica plăteşte “la greu”
Impozitul de 1,5% pe construcţiile speciale va genera pentru Hidroelectrica nişte costuri suplimentare de circa 40 de milioane de euro anual, la care se adaugă cele cu apa, care ajung la 80 de milioane de euro/an, în aceste condiţii punându-se problema dacă o companie mai poate să obţină profit.
Acesta a avertizat că preţul apei constituie o frână pentru potenţialul micro-hidro pe care îl are România, el spunând că ţara noastră este unică în Europa, poate chiar în lume, cu acest preţ.
“În 2010, preţul apei pentru Hidroelectrica a fost de 80 de milioane de lei, iar în 2011 a fost de 80 de milioane de euro echivalent lei. La ora actuală a mai apărut la orizont şi acest impozit pe construcţii speciale. Mai mult decât atât, mai avem şi o problemă legată de domeniul public şi domeniul privat al statului pentru că, potrivit Constituţiei României, barajele, digurile, canalele, aducţiunile apei sunt în domeniul public al statului. Deci, o firmă de magnitudinea Hidroelectrica, la aproape 6.500 de MW instalaţi, chiar la cataloagele internaţionale, valoarea ei este de vreo 20 – 25 de miliarde de euro, ori, noi nici pe departe nu atingem valoarea asta, deoarece avem peste 300 de baraje, diguri şi aducţiuni ale apei în domeniul public, care nu generează amortisment. Noi suntem obligaţi să întreţinem barajele, digurile etc, iar costurile ne revin nouă, Apele Române beneficiind de faptul că suntem buni gospodari”, a mai spus Teleanu.
Reprezentantul Hidroelectrica a spus că a ridicat la ministere aspectele legate de preţul apei şi de costurile pe construcţiile speciale, pentru că se pune problema profitului.
Pe de altă parte, Teleanu a ţinut să menţioneze că potenţialul micro-hidro nu afectează în niciun caz mediul înconjurător, el dând ca exemple Austria şi Cehia.
“Austria are peste 1.000 de microhidrocentrale şi este o ţară plină de turism verde. Cehia, care este pe lângă noi precum Banatul sau Transilvania, are triplu numărul de MHC-uri faţă de România şi nu sunt afectaţi. Pe perioada construcţiei este posibil să fie deranjaţi. Pe de o parte, proliferarea aceasta a Naturii 2000 (n.r. – Directiva “Natura 2000” a Uniunii Europene stabileşte ca minim 15% din teritoriul naţional al unui stat membru să fie declarat arie protejată, în care sunt impuse restricţii de desfăşurare a activităţilor socio-economice, mergând până la interzicerea acestora) în toate locurile favorabile pentru construcţia de MHC ne-a creat şi nouă probleme. La un moment dat, pe cei de la Firiza, de la Natura 2000, i-am întrebat ce păzesc acolo, ce protejează şi au zis că “nişte păsărele”. “Ce păsărele? Cu ce le deranjează lucrările noastre?” Dar, aşa cum ştiţi, fiecare scoate bani din piatră seacă”, a încheiat el.
Peste un miliard de euro necesar de investiţii la Transelectrica
Valoarea investiţiilor pe care Transelectrica ar trebui să le facă în reţea depăşeşte un miliard de euro, a afirmat, la rândul său, Carmen Neagu, membru al Consiliului de Supraveghere Transelectrica.
“România se situează la interfaţă de regiuni, într-un loc geografic care poate fi exploatat inteligent de cître toate părţile interesate în dezvoltarea unei strategii şi a unei politici energetice în care România să joace un rol important. România se află la graniţa UE, la interconexiunea Europei continentale cu zona de sistem energetic al fostei Uniuni Sovietice, se află între diferite zone de congestii în cadrul Europei. (…) Toate aceste provocări impun investiţii de peste un miliard de euro numai în reţea. Reprezintă, de fapt, numai zonele importante de investiţii”, a spus ea.
Carmen Neagu a precizat că proiectele principalele ale companiei sunt situate pe trei paliere diferite. Sunt cele legate de interconexiuni, de integrare şi eliminare a congestiilor pe zona de nord-sud şi est-vest şi cele de modernizare şi înlocuire a unor capacităţi foarte vechi din sistem.
“Proiectele legate de interconexiuni – aici avem interconexiunea pe zona vestică, de interes şi pentru zona hidro, pentru că include şi întărirea axului care include Porţie de Fier, pe zona de interconexiune cu Serbia, prin liniile Reşiţa – Pancevo, este zona de interconexiune pe est cu Moldova (…) – un proiect foarte important şi pentru UE. Chiar dacă, din punct de vedere comercial, interconexiunea cu Moldova nu-şi are, poate, o justificare la nivelul aşteptat de nişte investitori pe piaţă, are pentru UE o semnificaţie foarte importantă din punct de vedere politic, făcând parte din strategia Uniunii de dezvoltare a coridoarelor pan-europene”, a explicat Carmen Neagu.
Un alt proiect de interconexiune este cel cu Turcia, a menţionat aceasta.
“Mai avem proiecte de integrare şi eliminare a congestiilor pe zona de nord – sud şi est – vest, o serie de întăriri de linii de staţii şi apoi modernizarea şi înlocuirea unor capacităţi foarte vechi din sistem. Există staţii de transformare de peste 30 de ani, există o zonă de echipamente extrem de învechite şi aici intră şi îmbunătăţirea şi upgradarea la nivelul tehnologiei actuale a sistemelor de management a dispecerului energetic naţional”, a adăugat reprezentantul Transelectrica.
Planurile de dezvoltare ale Transelectrica sunt direct dependente de investiţiile în întreg sectorul energetic românesc, compania fiind pregătită să joace un rol activ în regiune, se arată într-o informare de presă al transportatorului de energie.
“Transelectrica este preocupată de valorificarea potenţialului energetic al României în context european şi va realiza investiţii semnificative în sistemul de transport al energiei electrice, pentru a putea prelua şi transmite în întreaga regiune energia electrică livrată de capacităţile de producţie existente şi de orice capacităţi de producţie noi”, se mai arată în comunicat. “Trebuie evaluată valoarea reală disponibilă a capacităţilor de producţie a energiei, astfel încât semnalul dat investitorilor să fie unul corect. În acest moment, pe baza datelor ar părea că nu sunt necesare capacităţi noi, ceea ce nu e adevărat (n.r. – pe hârtie, România are aproape 23.000 MW putere instalată, în condiţiile unui consum mediu de circa 6.000 MWh şi un consum maxim de aproximativ 9.000 MWh). (…) În ceea ce priveşte marile proiecte, deciziile trebuie să fie suficient de rapide pentru a menţine fezabilitatea proiectului. Din experienţa de peste 25 de ani în sectorul energetic şi analizele investitorilor, se poate spune că un proiect a cărui decizie de realizare depăşeşte 10 ani devine nefezabil. În contextul regional european proiectul Tarniţa se poate înscrie în proiectele de interes comun, însă pentru a-l promova trebuie să urgentăm decizia şi să coagulăm eforturile pentru structurarea celui mai bun model de business”, a mai spus Carmen Neagu la HydroPower Energy Summit 2014.
