English
Reporter: Potrivit Comisiei Europene, doar 2% din gazele introduse în reţelele de distribuţie a gazelor naturale poate fi hidrogen verde. De ce vorbim despre un procent atât de mic?
Cătălin Stancu: Au existat discuţii şi propuneri de reglementări care prevăd limitări ale amestecului de hidrogen (regenerabil/verde) cu gaz natural în reţelele existente de transport şi distribuţie, din diverse motive. În prezent, din documentele oficiale aprobate (unele foarte recente), nu reiese o astfel de limitare (a se vedea Directiva 1788/2024 şi Regulamentul 1789/2024 privind reglementarea pieţelor interne din sectorul gazelor regenerabile, gazelor naturale şi hidrogenului din surse regenerabile, precum şi Regulamentul 869/2022 şi Ordinul ANRE 63 din 2023 privind liniile directoare pentru infrastructura energetică). De altfel, este de aşteptat ca primele proiecte de producere a hidrogenului verde să se dezvolte pe logica "hydrogen valleys", cu producţia în vecinătatea locului de consum şi conducte dedicate pentru transport, mai degrabă decât producţie distribuită prin reţele existente.
Reporter: În condiţiile în care procesul de obţinere a acestui tip de hidrogen este costisitor, care este rentabilitatea infuzării de hidrogen în sistemul energetic naţional? Nu va creşte acest procedeu preţul la consumatorul final?
Cătălin Stancu: Analiza realizată în draftul Strategiei Naţionale pentru Hidrogen (cu estimări de preţ de producţie făcute în condiţiile concrete de RES din România la nivelul anului 2030) estimează un preţ de 3,3-3,7 euro/kilogram hidrogen verde, respectiv 110-120 euro/Megawat-oră hidrogen. Adică în zona comparabilă cu preţul energiei. În plus, hidrogenul este o opţiune de utilizare doar în situaţii în care electrificarea domeniilor respective nu este o soluţie - aşa-numitele "hard to abate sectors".
În plus, trebuie luate în considerare două tendinţe:
(i)Viteza de scădere a costurilor şi îmbunătăţirea randamentelor
tehnologiilor de producere/utilizare a hidrogenului verde. A se vedea rezultatele spectaculoase din aria tehnologiilor de producere RES - scăderea costului tehnologiilor în timp la tehnologiile de vânt şi solar: 77% la panouri fotovoltaice şi 18% la eolienele onshore în perioada 2008-2018.
(ii)Creşterea constantă a costurilor legate de emisiile de CO2 (fie prin
schema actuală ETS pentru industriile mari poluatoare, fie prin noile scheme de taxare introduse).
În consecinţă, pe termen mediu, este previzibil că preţul de producere al hidrogenului verde va deveni competitiv, în special în aplicaţii în care emisiile de gaze cu efect de seră sunt semnificative.
• "România ar trebui să ia serios în considerare stocarea de energie pe bază de hidrogen verde"
Reporter: Experţii din energie consideră că cel mai bun rol pentru hidrogen este în stocare şi în baterii. Care ar fi necesarul estimat de capacităţi de stocare pe hidrogen pentru sistemul energetic din ţara noastră, pentru a nu ne mai confrunta cu întreruperi de electricitate în perioadele în care consumul cunoaşte vârfuri istorice, cum a fost anul acesta în perioada caniculară din luna iulie?
Cătălin Stancu: Ariile de utilizare ale hidrogenului (sau ale derivaţilor: amoniac verde, LOHC) sunt legate nu doar de considerente de cost, ci şi de opţiunile fiecărei ţări (respectiv de problemele pe care hidrogenul verde le-ar putea rezolva din perspectiva reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră). În general, este acceptat (şi reflectat în majoritatea strategiilor naţionale) că domeniile de interes sunt transporturile (în special transporturile de mare capacitate şi distanţe medii şi mari: rutier, maritim şi aerian), rafinarea, producţia de îngrăşăminte şi fier/oţel verde.
Aceste sectoare sunt vizate şi de draftul de Strategie Naţională a Hidrogenului din România (SNHRo). La nivelul anului 2030, din consumul total estimat de hidrogen verde de 153.000 tone (aproximativ 5 Terrawaţi-oră), aproximativ 47% este destinat transporturilor, 37% industriilor existente (exemplu pentru industria legată de producerea amoniacului) şi 16% industriei oţelului verde. Efectul cumulat de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră este estimat la aproximativ 2 milioane tone CO2 echivalent, adică mai puţin de 7% din ţinta de reducere pentru România la nivelul anului 2030.
Au existat discuţii privind alte trei domenii: încălzirea, producerea de energie (CCGT blending) şi stocarea energiei, dar în final decizia stakeholderilor a fost ca, pentru moment, aceste domenii să nu fie incluse. Personal, cred că România ar trebui să ia serios în considerare stocarea de energie pe bază de hidrogen verde. Motivele ţin în special de posibilitatea de a utiliza perioadele de supraproducţie de energie (în special vara din fotovoltaice), prin stocarea şi reintroducerea în reţea la vârfurile de consum (în special iarna, când de obicei nu avem nici energie fotovoltaică, nici energie eoliană în perioade foarte reci).
Pentru perioadele de vârf de vară, probabil că este economic de preferat o soluţie cu stocare în baterii (care însă nu pot stoca energie pe termen mediu şi lung). Stocarea pe hidrogen ar avea potenţial şi în contextul în care România ar avea toate proiectele nucleare finalizate (aproximativ 1900 MW în 2030) pentru perioadele de gol de noapte, când doar bateriile sunt mai puţin probabil să poată rezolva problema.
Probabil că cel puţin un proiect pilot de stocare a energiei bazate pe hidrogen la nivel industrial (şi, eventual, cu finanţare din fonduri UE) ar clarifica multe incertitudini legate de parametrii tehnici, dar şi de costul unei astfel de soluţii.
• "Realizarea unei noi reţele «hidrogen ready» nu este mult mai scumpă decât una pentru gaze naturale"
Reporter: Statul român continuă investiţiile în dezvoltarea şi modernizarea reţelelor de gaze naturale atât din fondurile PNRR, cât şi din programul Anghel Saligny. În condiţiile în care din anul 2050 va fi interzisă folosirea gazelor naturale, care este gradul de risc al investiţiilor în aceste reţele? Mai pot acorda băncile, din punct de vedere ESG, credite companiilor care doresc să investească în aceste reţele? Care ar trebui să fie nivelul ratei de rentabilitate investiţională pentru a acoperi majoritatea riscurilor derivate din Green Deal pentru realizarea acestor reţele? Costurile privind centrele de date şi centrele informatice care deservesc reţelele de distribuţie a gazelor trebuie sau nu recunoscute drept investiţii asupra cărora se aplică rata de rentabilitate investiţională?
Cătălin Stancu: Este o întrebare foarte bună. Este clar că fundamentele economice ale dezvoltării reţelelor de transport şi distribuţie de gaze naturale sunt sub semnul întrebării, mai ales în condiţiile în care există incertitudini legate de fezabilitatea utilizării hidrogenului pe scară largă în încălzirea rezidenţială, unde soluţiile bazate pe electrificare (pompe de căldură) par să fie în avantaj. Orice astfel de investiţie în reţele se recuperează prin tarife pe parcursul zecilor de ani. Foarte probabil, mari investiţii în reţele (de transport sau distribuţie) care nu iau în considerare hidrogenul ca alternativă (şi deci nu sunt pregătite 100% pentru hidrogen) vor fi doar excepţii, eventual legate de mari consumatori de gaze naturale (cum ar fi CCGT-urile propuse şi în România sau industriile bazate pe această resursă). Acest aspect este cu atât mai clar cu cât realizarea unei noi reţele "hidrogen ready" nu este mult mai scumpă decât una pentru gaze naturale.
Cea mai mare problemă pare să fie în zona distribuţiei rezidenţiale, unde pe termen mediu consumul nu are cum să crească semnificativ, dimpotrivă (prin trecerea la electrificare a încălzirii şi eficienţa energetică superioară în clădiri). Astfel, tarifele de distribuţie vor intra într-o spirală vicioasă: scăderea volumelor va determina creşterea tarifelor pentru a menţine baza de venituri a distribuitorilor de gaze, iar creşterea tarifelor va determina din nou scăderea cererii, reluând ciclul. Va fi probabil una dintre cele mai mari provocări, mai ales într-o ţară în care încălzirea se bazează semnificativ pe gaze naturale. Sincer, nu văd cum s-ar putea rezolva pe termen lung.
Chiar şi presupusele mari consumuri industriale de gaze naturale vor avea provocări, în special din cauza taxelor de emisii (mai ales după 2034, când actuala schemă ETS se încheie). Este interesant de observat cum se va rezolva dependenţa dintre preţul energiei şi producţia pe gaze naturale, sesizată de noi de ceva vreme şi acum devenită subiect la modă odată cu Raportul Draghi. Dependenţa, în esenţă, provine din utilizarea gazului natural pentru producţia de energie. Foarte pe scurt, asta înseamnă că, atât timp cât ordinea de merit se va închide pe gaze, preţul energiei (la un cost estimat al gazului natural de 30 euro/MWh şi un preţ al tonei CO2 de 100 euro/MWh) nu poate scădea sub 85-90 euro/MWh (cost marginal). Acest fapt face ca avantajul tehnologiilor verzi (care au costuri marginale sub 5 euro/MWh) să devină în mare parte irelevant.
De exemplu, în 2022, la nivelul UE-27, gazul natural a închis ordinea de merit în 65% din timp, deşi a reprezentat doar 20% din producţie (similar cu România). Acesta este un fapt care ar trebui să dea de gândit inclusiv autorităţilor din România.
• 50 miliarde euro - necesarul de investiţii în energie până în anul 2035
Reporter: Care este estimarea dumneavoastră privind necesarul de investiţii în dezvoltarea şi întărirea reţelelor de distribuţie şi transport a energiei electrice din România?
Cătălin Stancu: Există estimări destul de diverse, dar probabil că o cifră în jurul a 15 miliarde de euro este realistă. Însă esenţială rămâne întrebarea: în ce domenii ar trebui făcute investiţiile cu prioritate? Aici lucrurile sunt clare: trebuie dezvoltate capacităţile care permit integrarea producţiei de energie şi a stocării, respectiv tot ce ţine de utilizarea eficientă a reţelelor (de la sisteme de management al producţiei distribuite şi optimizarea pierderilor, până la Smart Grid/Metering şi cybersecurity). Fără reţele capabile să preia energia, în special regenerabilă, nu vom avea un preţ al energiei competitiv şi nici o economie sustenabilă.
Reporter: Cum poate fi redus impactul investiţional asupra facturii consumatorului final?
Cătălin Stancu: Într-o oarecare măsură, acest lucru se întâmplă deja, mai ales prin utilizarea finanţărilor nerambursabile (fonduri UE, în special Fondul de Modernizare) pe priorităţi clare: producţie (în special RES) şi dezvoltarea reţelelor (cele care în final dau preţul final). Dacă ne referim la producţia de energie, probabil că cea mai mare problemă este stabilirea priorităţilor. De exemplu, ne propunem să dezvoltăm cam toate tehnologiile de producţie posibile şi la un nivel care nu pare corelat cu o prognoză realistă de consum: 25.000 MW în RES, cel puţin 5.000 MW pe gaze naturale (CCGT şi CHP), 2.000 MW în nuclear, până în 2035.
Chiar şi în Strategia Energetică publicată recent, care are marele merit de a umple un gol existent de mai bine de 15 ani, nu apare o estimare a necesarului de consum (de energie electrică) şi nici criteriile prin care s-a ajuns la acest mix de producţie, dar nici o estimare a costurilor investiţionale. O estimare însă nu este foarte complicată: la costul actual al tehnologiilor, am avea nevoie până în 2035 de aproximativ 35 de miliarde de euro în producţie şi 15 miliarde în reţele, adică aproximativ 50 de miliarde de euro.
• "Viitorul încălzirii depinde şi de tehnologia pompelor de căldură, care a ajuns la maturitate"
Reporter: Guvernul a decis recent că este nevoie de noi capacităţi de producere în bandă a energiei electrice şi a dat undă verde repunerii în funcţiune a unor grupuri energetice bazate pe cărbune. Cum comentaţi această decizie?
Cătălin Stancu: Nu cred că este un motiv de îngrijorare. Este un anumit context care a determinat această decizie, dar este şi consecinţa zecilor de ani de lipsă de investiţii în capacităţi de producţie. Foarte probabil, capacităţile pe cărbune vor deveni istorie până în 2032.
Reporter: Energia nucleară se încadrează sau nu în normele ESG? Care ar trebui să fie atitudinea sistemului bancar în legătură cu creditarea proiectelor din domeniul energiei nucleare?
Cătălin Stancu: Energia nucleară este, în UE, o dezbatere complicată - nu este doar o chestiune de criterii tehnico-economice. Nu putem ignora faptul că sunt ţări (cu mare influenţă decizională) care nu vor să dezvolte nicio tehnologie nucleară (din motive de percepţie a riscului), dar şi ţări care susţin cu tărie această tehnologie (inclusiv România). Fac doar o remarcă: nu ştiu ca în România cineva să fi încercat un sondaj (sau poate chiar un referendum, cum se practică în ţările din vest) despre acceptabilitatea pentru români a acestei tehnologii, şi cred că acesta este un factor esenţial în discuţie. În ceea ce priveşte criteriile de acceptabilitate (TSC - Technical Screening Criteria) din perspectiva ESG, aceste lucruri s-au clarificat odată cu Regulamentul UE 1214/2022 (în care şi problema utilizării gazului natural este clarificată).
Reporter: În ultimii ani, în domeniul energetic s-a discutat foarte mult despre utilizarea pompelor de căldură, pompe care ar urma să fie utilizate din 2040-2050 de către proprietarii de apartamente care acum au centrale termice pe gaze naturale. Ţinând cont de costurile actuale ale pompelor de căldură, ce măsuri ar trebui luate pentru ca aceşti consumatori finali să nu fie afectaţi de tranziţia energetică?
Cătălin Stancu: Cred că ar trebui să încep prin a spune că sunt un utilizator de pompă de căldură de mai bine de 14 ani, deci informat. Cu riscul de a fi considerat subiectiv, cred că viitorul încălzirii depinde şi de această tehnologie, care a ajuns la maturitate. Sunt ţări (în special cele nordice) în care peste 50% din soluţiile de încălzire rezidenţială sunt bazate pe pompe de căldură (interesant este că liderul este, oarecum paradoxal, chiar Norvegia, cel mai mare producător european de gaze naturale).
Sunt tehnologii relativ mai scumpe (deci dezvoltarea acestei tehnologii va depinde şi de un nivel mai ridicat al veniturilor), dar care au avantaje clare în termeni de beneficii (respectiv de recuperare a investiţiei), dacă se ia în considerare şi aspectul de sustenabilitate, randamentul, precum şi posibilitatea de a rezolva simultan încălzirea şi răcirea rezidenţială.
Un calcul simplu arată că, pe durata de viaţă a unei soluţii de 15 ani (boiler plus aer condiţionat versus. pompă de căldură aer-apă - cea mai ieftină soluţie, care asigură şi încălzirea, şi răcirea), costurile totale (cu încălzirea şi aerul condiţionat) sunt comparabile (perioada de recuperare a investiţiei fiind de aproximativ 8 ani). Soluţia cu pompă de căldură ar fi mai avantajoasă odată ce taxele pe emisiile de noxe vor fi introduse (odată cu schema ETS II, perioada de recuperare a investiţiei în primul caz depăşind 10 ani). Programele de tip Casa Verde (respectiv fonduri UE pentru instalări mari) fac însă soluţiile de tip pompă de căldură mult mai rentabile şi dau un avantaj clar acestei tehnologii. O soluţie completă, în care alimentarea cu energie a pompei de căldură se face prin panouri fotovoltaice, este probabil cea mai eficientă combinaţie ca soluţie de încălzire şi răcire în condiţii de sustenabilitate. Este previzibil că modul în care rezolvăm astăzi HVAC (încălzire de obicei pe gaze naturale şi răcire cu aer condiţionat) se va schimba pe termen mediu, odată cu penetrarea pe scară largă a acestor noi tehnologii.
• "Biometanul are marele avantaj de a putea fi transportat pe infrastructura existentă"
Reporter: Unul dintre domeniile în care România ar putea investi este transformarea biogazului în biometan, care, după procedee de întărire a puterii calorice, să fie injectat în reţeaua de gaze naturale. Consideraţi viabilă o astfel de opţiune? Ce ar trebui făcut din punct de vedere al reglementării? Care sunt avantajele şi dezavantajele utilizării biometanului comparativ cu utilizarea hidrogenului verde?
Cătălin Stancu: Biometanul/biogazul şi hidrogenul verde sunt opţiuni complementare, nu concurente. La nivelul UE, prin REPower, se prevede ca la orizontul anului 2030 înlocuirea gazului natural (în special importurile din Rusia) să se facă prin producţia de 17 bcm biometan şi prin producţia a 5.6 milioane de tone de hidrogen, care ar echivala cu 9-18 bcm de gaz natural. Din studii reiese un potenţial de 2 bcm pentru România. În acelaşi timp, Strategia Energetică a României estimează o pondere de 5% a biometanului după 2030 din totalul energiei folosite la încălzire şi răcire (aproximativ 4 TWh, similar cu hidrogenul).
La nivel de costuri, deşi datele sunt destul de greu comparabile (având în vedere că ambele tehnologii nu sunt dezvoltate la scară largă, deci costurile de producţie se pot schimba semnificativ în funcţie de scara de dezvoltare), se pare că la acest moment avem un (uşor) avantaj pentru biometan, dacă luăm în calcul biometanul produs din culturi energetice (dezvoltare la scară industrială) comparat cu hidrogenul verde. Comparat cu gazul natural, biometanul este semnificativ mai scump (de 2-3 ori).
Biometanul are marele avantaj de a putea fi transportat pe infrastructura existentă (nu ridică probleme speciale de reglementare, cu excepţia certificării), ceea ce la hidrogen ridică probleme (nefiind posibil să transportăm hidrogen pur în infrastructura actuală de oţel). Costul de producţie al biometanului depinde semnificativ de materia primă, iar o dezvoltare pe scară largă ar impune trecerea la culturi energetice, ceea ce ar determina un cost semnificativ mărit şi probleme de biodiversitate. În cazul biometanului, problema este deci disponibilitatea materiei prime (în cazul în care se intenţionează dezvoltarea la nivel de cerere industrială). Aici, biometanul are un dezavantaj faţă de energia regenerabilă, respectiv hidrogenul. În plus, hidrogenul este o soluţie mult mai versatilă (cu un număr mai mare de aplicaţii) pentru industriile greu de decarbonizat.
Este clar că potenţialul este foarte mare pentru ambele tehnologii şi că maturitatea tehnologică (costul de producţie) şi limitarea resurselor (materiei prime, specifică fiecărei ţări) vor da răspunsul final pentru fiecare piaţă.
Reporter: Vă mulţumim!
Euro
Dolar SUA
Franc elveţian
Liră sterlină
Gram de aur
Opinia Cititorului