La ora actuală, România are puțin peste 3.000 de megawați (MW) instalați în centrale eoliene. Primii megawați în centrale eoliene din România au fost instalați în anul 2007. La acea dată, în centralele eoliene din țară erau instalați 3 MW. După o creștere timidă în primii 2-3 ani, după 2010 numărul megawaților instalați anual a cunoscut o creștere accelerată.
Astfel, în anul 2011, puterea instalată în eoliene era de aproape 5 ori mai mare decât cea din 2010. Se instalau sute de megawați pe an, sau chiar aproape 1.000 de megawați, cum s-a întâmplat în 2012 și 2013.
Ca să aflați când publicăm un articol nou vă așteptăm în grupul de WhatsApp On / Off și pe pagina de Facebook a proiectului.
Ritmul a încetinit ulterior, iar de aproape un deceniu stagnăm, în timp ce în Uniunea Europeană, dar și în alte state din Europa precum Marea Britanie, Norvegia sau Turcia continuă să se instaleze în fiecare an noi capacități de producție de energie eoliană.
În România, în unii ani s-au înregistrat inclusiv scăderi. Cea mai mare a fost în 2019: la finalul acelui an România avea cu aproape 50 MW instalați în eoliene mai puțin față de 2018.
Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a explicat în raportul său anual că reducerea provine din retragerea sau modificarea unor licențe ale deținătorilor de capacități energetice indisponibile. Modificarea fost operată pentru a reflecta situația reală privind puterea instalată în capacitățile disponibile în Sistemul Energetic Național (SEN).
În graficele de mai jos se poate observa cum a evoluat puterea instalată în centralele eoliene din România.
Primul grafic conține datele (puterile instalate) din licențele acordate de ANRE. Nu sunt incluși producătorii care exploatează comercial capacități de producere a energiei electrice cu putere instalată sub 1 MW (și care pot desfășura activitatea fără licență acordată de ANRE), și nici producătorii de energie electrică ce produc exclusiv pentru consumul propriu.
Click pentru graficul pentru mobil.
Al doilea grafic surprinde evoluția puterii instalate în capacități de producție mici. Este vorba despre producătorii care exploatează comercial unități de producere a energiei eoliene cu puterea instalată sub 1 MW. Conform legii, aceștia nu sunt obligați să aibă licență de la ANRE, însă au obligația de a anunța instituția la începerea lucrărilor de execuție și după semnarea procesului-verbal de recepție a punerii în funcțiune.
Click pentru graficul pentru mobil.
Într-un răspuns pentru GreatNews, ANRE a precizat că este posibil ca datele respective să nu fie exhaustive, în sensul că pot exista producători ce dețin turbine eoliene care deservesc ansambluri rezidențiale private sau locuințe izolate nealimentate de la sistemul electroenergetic național, și care nu s-au înregistrat la ANRE.
În ceea ce-i privește pe prosumatorii care produc energie electrică eoliană în România, situația acestora este prezentată în al treilea grafic. În România, prosumatorii produc în special energie solară cu ajutorul panourilor fotovoltaice, însă există și prosumatori ce produc energie eoliană.
Click pentru graficul pentru mobil.
Graficul conține date pentru anii 2019-2023 deoarece conceptul de prosumator a fost introdus în legislația națională începând cu anul 2018 prin Legea 184/2018.
Prosumator – clientul final care deține instalații de producere a energiei electrice, inclusiv în cogenerare, a cărui activitate specifică nu este producerea energiei electrice, care consumă și care poate stoca și vinde energie electrică din surse regenerabile produsă în clădirea lui, inclusiv un bloc de apartamente, o zonă rezidențială, un amplasament de servicii partajat, comercial sau industrial sau în același sistem de distribuție închis, cu condiția ca, în cazul consumatorilor autonomi necasnici de energie din surse regenerabile, aceste activități să nu constituie activitatea lor comercială sau profesională primară.
În ciuda creșterii înregistrate în anul 2023, puterea instalată în eoliene aparținând prosumatorilor rămâne scăzută. Astfel, în 2023 erau 277 kW (kilowați) instalați, adică puțin peste un sfert de megawat. În total, la data de 29 februarie 2024, prosumatorii din România aveau o putere electrică instalată de 1.554 MW, aproape toată fiind instalată în fotovoltaice.
Există mai multe motive pentru care în România nu s-au mai construit parcuri eoliene noi, au explicat două experte în energie consultate de GreatNews.
Unul dintre motivele pentru care România a cunoscut un val al investițiilor în urmă cu mai bine de un deceniu a fost sistemul de promovare a energiei regenerabile, inclusiv al celei eoliene, prin certificatele verzi. Această schemă de susținere a energiei curate există și în prezent, dar a fost mult diminuată.
În baza acestei scheme, producătorii de energie verde (eoliană, solară etc) primeau un număr de certificate verzi pentru fiecare MWh de energie produsă, pe care furnizorii erau obligați să le cumpere de la producători, costul acestora urmând să se regăsească apoi în facturile emise către consumatorii finali.
Legea nr. 220 din 2008, republicată în 2010, stabilea că producătorii de energie eoliană primeau 2 certificate verzi pentru fiecare 1 MWh livrat în reţea până în anul 2017, iar începând cu 2018 un singur certificat verde pe MWh. Conform textului legislativ, un certificat verde nu putea fi vândut cu mai puțin de 27 de euro până în anul 2025.
„Companiile producătoare de cărbune au început să facă lobby puternic pentru reducerea sprijinului pentru regenerabile”
Legea stabilea că sistemul de promovare urma să se aplice pentru o perioadă de 15 ani pentru energia electrică produsă în centralele eoliene noi (pentru cele la mâna a doua perioada era mai mică). De asemenea, de schemă urmau să beneficieze doar producătorii care puneau centralele în funcțiune până la sfârșitul anului 2016 (se considera că până atunci tehnologia urma să avanseze suficient de mult pentru a nu mai avea nevoie de acest sprijin).
Însă schema de ajutor aflată în implementare a fost modificată de mai multe ori. De exemplu, în iunie 2013, Guvernul Ponta a decis să amâne acordarea unui număr de certificate verzi din perioada 2013-2017. Astfel, centralele eoliene urmau să primească în acest interval doar 1 certificat verde în loc de două, urmând ca certificatele neacordate să fie recuperate ulterior, eșalonat.
În paralel cu reducerea numărului de certificate verzi acordate producătorilor de energie regenerabilă, inclusiv eoliană, Guvernul a decis și să intervină pentru a-i ajuta pe marii consumatori industriali, exceptând o parte din electricitatea consumată de aceștia de la plata certificatelor verzi.
Astfel, în iunie 2014, Guvernul Ponta a dat o altă hotărâre prin care consumatorii industriali cu un consum mare de electricitate erau scutiți de plata a până la 85% din certificatele verzi. Practic, energia pe care urmau să le-o factureze furnizorii nu avea să mai conțină sumele de bani aferente certificatelor verzi. Perioada de valabilitate a schemei de ajutor de stat era de 10 ani, iar Guvernul estima că de ea urmau să beneficieze în jur de 300 de mari consumatori industriali.
Ana Otilia Nuțu, analist de politici publice în energie şi infrastructură în cadrul Expert Forum, arată că legea inițială prin care se dădeau certificate verzi era „foarte favorabilă regenerabilelor”.
Însă din 2013 lucrurile s-au schimbat: „Au început să apară presiunile invers. Pentru că s-au întâmplat mai multe lucruri. Pe de-o parte începea să fie producție mai mare de energie regenerabilă și atunci scădeau prețurile pe bursă. Și asta a trimis companiile producătoare de cărbune în pierderi. Și au început să facă lobby foarte puternic pentru reducerea sprijinului pentru regenerabile.
Schema cu certificate verzi este plătită de consumatori. Sprijinul pentru energia regenerabilă este plătit de consumatori în factura finală de energie. Au început să protesteze marii consumatori de energie, mai ales că se mai întâmplase ceva interesant atunci. În 2012 s-au oprit contractele preferențiale cu Hidroelectrica, în special pentru Alro (producătorul de aluminiu – n.r.). Și Alro s-a trezit că nu mai are nici energie la prețuri mai mici decât prețurile pieței cum fusese până atunci și, pe lângă costul de piață al energiei, mai trebuie să plătească și aceste certificate verzi.
Și atunci au apărut mai multe rânduri de reducere a acestui sprijin. S-a redus numărul de certificate verzi, s-au amânat o parte dintre ele.”
„Noi am avut o perioadă între 2017 și 2022 în care nu s-au făcut deloc niciun fel de investiții din cauză că schema veche cu certificatele verzi nu mai era valabilă pentru investițiile care se făceau pentru investitorii care veneau după 2016. Pentru ceilalți oricum se reduseseră destul de mult certificatele verzi. Și s-au pus diferite bariere la tranzacționare. Au fost mai multe schimbări legislative care au scăzut ajutorul de stat pentru cei care beneficiau de el”, continuă experta.
„Investitorii n-au mai băgat bani în eolian. Stagnăm de vreo 9 ani”
Și Eugenia Gușilov, director și fondator al Romania Energy Center (ROEC), un think tank din România specializat în energie și relații internaționale, identifică reducerea certificatelor verzi drept un motiv care a dus la stoparea investițiilor în energie eoliană: „Guvernul a umblat pe schema de sprijin de atâtea ori încât au fost deschise inclusiv niște proceduri de arbitraj, adică România a fost dată în judecată și băgată în procedură de arbitraj la Washington. Sunt vreo 2-3 procese la Washington, din câte știu eu, în care România a fost denunțată de către investitori tocmai pentru că a modificat schema de sprijin în timpul implementării, adică a schimbat regula jocului în timpul jocului.
Ăsta este motivul pentru care vedem acest stop joc începând cu 2015. Cumva investițiile care erau în derulare la mijlocul lui 2013, s-au finalizat în următorii 2 ani, iar dup-aia investitorii n-au mai băgat bani în eolian. Deci stagnăm de vreo 9 ani. De prin 2015 e cam la fel.”
„A lovit și în privat, deși problema era să nu mai vândă Hidroelectrica sub prețul pieței printr-o înțelegere preferențială”
O altă problemă care a dus la reducerea investițiilor a fost că, timp de aproape un deceniu, în România nu s-au putut încheia contracte de tip PPA (power purchase agreement). Concret, exact în perioada în care sprijinul prin certificate verzi s-a redus, producătorii de energie verde nu au avut voie să încheie astfel de contracte.
PPA-urile sunt contracte pe termen lung, de regulă între 5 și 20 de ani, încheiate între un producător de electricitate și un client, prin care energia electrică este vândută la un preț pre-negociat pe o perioadă mai lungă de timp. Astfel de contracte joacă un rol cheie în special în finanțarea noilor parcuri de energie regenerabilă (eoliană sau solară).
„Contractele de tip PPA sunt ceva de genul: îmi găsesc un cumpărător care se angajează ca peste 3 ani, când va fi centrala mea gata, să cumpere energie la un preț stabilit, și eu prin acest contract pot să arăt băncii că voi avea un flux de venituri viitoare.
Tu, în momentul în care te gândești să faci o investiție într-o capacitate nouă, ai nevoie să demonstrezi unui creditor – că o bună parte din finanțare vine din credite bancare – că vei avea niște fluxuri constante de venit, sau predictibile de venit, pe o perioadă suficient de lungă de timp, în așa fel încât să poți fi viabil pentru rambursarea creditului.
Și, în momentul în care exista această schemă cu certificate verzi foarte generoasă, era ușor să găsești credit și să faci investiția. În momentul în care n-au mai existat, în același timp mai era și problema că nu se puteau încheia PPA-uri”, explică Nuțu.
În România, astfel de contracte nu s-au putut încheia din 2012 până în decembrie 2021 deoarece Legea 123 / 2012 a introdus obligația ca toată energia electrică vândută angro să fie tranzacționată exclusiv pe bursă, prin OPCOM (Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale), iar pe OPCOM nu puteau intra decât producătorii care aveau deja capacitatea construită și funcțională.
Legea a fost dată tocmai pentru a împiedica apariția unor situații precum cea în care Hidroelectrica își vindea energia sub prețul pieței, prin contracte bilaterale, către mari consumatori industriali precum Alro. Însă a lovit în toți actorii de pe piață: „Articolul din lege era făcut ca toată lumea să vândă pe OPCOM ca să nu se mai facă contracte cu „băieții deștepți”. Ideea ar fi fost ca toate companiile de stat să trebuiască să vândă competitiv, așa cum cumpără competitiv, ca la achiziții. Ăsta ar fi trebui să fie principiul. Numai că asta era o chestie pe care poate ai fi putut-o face în legea privind guvernanța corporativă a companiilor de stat. Dar în legea energiei nu puteai să faci reguli separate pentru unele companii, în timp ce pentru altele nu. Și atunci a lovit otova, și în privat, deși problema era să nu mai vândă Hidroelectrica sub prețul pieței printr-o înțelegere preferențială.”
„Foarte mulți investitori ar fi venit și ar fi băgat bani în România. Investitori din țări cu bani”
Și Gușilov identifică interzicerea PPA-urilor drept una dintre cauzele care au blocat investițiile în România: „Dintr-o problemă care ținea de Hidroelectrica, de cum și-a gestionat ea contractele – păgubos pentru companie – ei au tras o concluzie și au generalizat, au băgat interdicție de a încheia contracte bilaterale pentru toți actorii din piață. Ăsta era articolul 23. Erau mari discuții și scandaluri acum 11 ani pentru că se interzicea de fapt ceea ce este un instrument legitim de tranzacționare și chiar de finanțare.
Când te duci la bancă poți să atragi finanțare pentru un proiect în baza acestui acrod bilateral. Tu arăți că ai PPA-ul, ai cumpărătorul care e gata să cumpere electricitatea pe care o vei produce, or în România treaba asta a fost interzisă vreo 10 ani. Și bineînțeles că foarte mulți investitori care altminteri ar fi venit și ar fi băgat bani în România, inclusiv de prin zona Orientului Mijlociu, vorbim despre Emirate, vorbim despre saudiți, vorbim despre investitori din zone și din țări cu bani, da? Deci care stăteau pe bani și ar fi avut bani de investit și erau interesați să vină să investească în agricultură și în energie în România.
Au stat, cum să spun, pe margine, și nu s-au băgat pentru că nu înțelegeau cum adică în România nu se pot încheia acorduri bilaterale de cumpărare a electricității, adică PPA-urile? Povestea s-a încheiat pentru că a venit un regulament al Uniunii Europene care spunea că da, se poate folosi acest instrument și că este legitim. Și mulți investitori, inclusiv români, oameni care ar fi făcut proiecte, au stat, au preferat să aștepte pentru că nu au vrut să fie prinși în acest mecanism și să se plimbe prin tribunale ani de zile până când se clarifică legislația românească, să fie pusă de acord cu legislația europeană. Și au zis nu, noi mai bine mai așteptăm vreo câțiva ani până când și în România legea este îndreptată.”
Ca să aflați când publicăm un articol nou vă așteptăm în grupul de WhatsApp On / Off și pe pagina de Facebook a proiectului.
„Rețelele nu au capacitate să preia atât de multă energie. Transelectrica a avut foarte multe proiecte întârziate”
Dincolo de legislație, există foarte multe dificultăți în obținerea permiselor, avizelor și acordurilor de racordare, atât la nivel central, cât și local, precum și bariere în calea conectării la rețele, atât în transport, cât și în distributie.
„În momentul în care încerci să faci o investiție te confrunți cu o mulțime de probleme. De la autorizațiile de care ai nevoie, certificate de urbanism, și până la problema cea mai mare – capacitatea rețelei. Deci e foarte greu să te conectezi la rețea pentru că rețelele nu au făcut suficient de multe investiții și atunci nu au capacitate să preia atât de multă energie din surse intermitente (solară și eoliană – n.r.).
Transelectrica a avut foarte multe proiecte întârziate, adică dacă te uiți la planurile lor de dezvoltare pe termen lung, pe termen de 10 ani, și compari astfel de planuri, o să vezi că aceleași proiecte se repetă în fiecare an, numai termenele sunt decalate cu încă 1 an, 2 ani. Deci sunt întârziate”, explică Nuțu.
Concret, este nevoie de investiții în rețele, în digitalizare, în sisteme IT, în contoare inteligente, în centre care colectează și procesează date în timp real, toate acestea urmând să permită atât rețelei de transport, cât și celor de distribuție, să absoarbă energia verde.
Nuțu consideră că este posibil ca investițiile în parcuri eoliene noi să se accelereze în următorii ani, mai ales în contextul noii legi pentru energia eoliană offshore, însă „întrebarea este cât de ușor se vor putea ei conecta la rețea”, pentru că „rețeaua e cea mai congestionată în Dobrogea”.
„Ne scăldăm în bani europeni care ar trebui să fie investiți cu prioritate în rețele”
„Cerere cu siguranță există. O să se închidă [centralele pe] cărbune, o să crească mult cererea de curent oricum pentru că se electrifică multe, inclusiv încălzire și transport. Astea-s tendințe care se întâmplă în general în lume, iar la noi sunt un pic îngreunate de incapacitatea administrativă de a face reglementări bune, de a investi în rețele. Și sunt bani europeni pentru asta, adică ne scăldăm în bani europeni care ar trebui să fie investiți cu prioritate în rețele”, atrage atenția experta.
„La partea de transport, mai ales dacă vorbim de noi capacități pe care vor să le construiască în Marea Neagră, eoliene, solar în offshore, va trebui întărită capacitatea de transport. Ei vor trebui să mute electricitatea către alte zone de consum pentru că nu se va consuma toată această electricitate în zona Constanța. Deci clar [e nevoie] de a întări capacitatea de transport dacă vor să adauge noi capacități în zona de offshore”, apreciază și Gușilov.
„Este un to do list care e mai vechi. Sunt proiecte care erau în planurile pentru dezvoltarea rețelei ale Transelectrica de acum 10 ani, deci din 2013 și 2014, și le vedem finalizate acum”, continuă ea.
„Mecanismul de compensare și protejare a consumatorilor a descurajat investițiile”
O altă problemă care a împiedicat investițiile în noi parcuri eoliene este faptul că piața este distorsionată prin reglementarea prețurilor, atât la producători, cât și la consumatorii finali, consideră Nuțu: „Deși legea îți permite să închei contracte de tip PPA, acum au apărut alte probleme, și anume faptul că, prețul energiei fiind reglementat, chiar dacă asta nu afectează teoretic producătorii noi, ei nu-și găsesc cumpărători, deoarece cumpărătorii nu știu dacă nu cumva prețul la energie va fi reglementat și în viitor și atunci poate că vor reuși să-și obțină din piață energie la un preț preferențial. Și atunci nu prea a mai existat cerere pentru tipul ăsta de contracte.”
„Mecanismul de compensare și protejare a consumatorilor de fapt a introdus foarte multe distorsiuni în piață și a descurajat investițiile într-un moment în care în restul UE se făceau investiții”, consideră ea.
„Peste 15-20 de ani România nu va mai avea acces la aceeași cantitate de bani. Este un moment unic”
Gușilov menționează că plafonarea prețurilor la consumatorii finali casnici reprezintă un impediment pentru proiectele de energie regenerabilă în momentul în care începe producția propriu-zisă, însă nu neapărat un obstacol în calea construirii de noi capacități: „Noi traversăm un moment în care acest obstacol este atenuat semnificativ de disponibilitatea uriașă de finanțare care vine pe linie europeană în perioada aceasta. Atenție, finanțare care nu se va mai repeta. Adică peste 10 ani, peste 15 ani, peste 20 de ani, România nu va mai avea acces la aceeași cantitate de bani la care are acces acum în lumina PNRR și Next Generation Facility, în lumina RePowerEU, în lumina exercițiului financiar până în 2027.
Prin natura acestui răspuns care vine de la nivelul Uniunii Europene față de criza pandemică, față de războiul din Ucraina, s-au dat foarte mulți bani. La dispoziția statelor au fost puse sume enorme. România are acum bani pentru finanțare și pentru investiții și practic nu e neapărat [nevoie] să se ducă să se împrumute la bănci în aceeași măsură în care ar fi făcut-o acum 10 ani când această finanțare, aceste linii de finanțare nu existau. Investitorii sunt mai puțin dependenți de bănci decât acum 10-15 ani.
Deci acum ei sunt avantajați de existența acestor fonduri europene care vin, o sumă uriașă. E o fereastră de oportunitate, adică să nu ne imaginăm că de acum încolo în toți anii va fi așa. Nu. Este acesta un moment extrem de oportun, cu finanțare extrem de generoasă pusă la dispoziția statelor membre, pe care trebuie să îl valorificăm. Este un moment unic. Și din cauza unicității acestui moment, faptul că au plafonat prețurile, de pildă, contează mai puțin pentru ei pentru partea de investiție. Va conta în momentul în care vor comercializa proiectul, dar pentru a pune proiectul pe picioare contează mai puțin pentru că ei în momentul în care își fac proiectele de investiții prețul din piață nu e un factor care atârnă atât de greu.
„Ajungi să plătești mai mult decât dacă ai lăsa prețurile libere”
După această perioadă, dacă vorbim de perioada în care proiectul trebuie să devină profitabil, după ce ai făcut investiția și se pune problema de profitabilitate, da. Toți vor fi afectați de aceste prețuri din piață pentru că profitabilitatea trebuie să-ți fie dată ca un rezultat al prețurilor din piață, al condițiilor din piață. Iar tu în momentul de față ai prețuri artificial ținute, stabilite la un nivel adminstrativ care nu mai reflectă demult ce-i în piață. Și chiar prin faptul că le ții la un nivel setat de cineva din zona guvernamentală de multe ori ajungi să plătești mai mult decât dacă le-ai lăsa libere”, continuă ea.
Gușilov dă ca exemplu prețurile negative la electricitate din ultimii ani, în special din timpul verii, când producția de electricitate (în special datorită celor din surse intermitente, precum fotovoltaicele) este mai mare decât consumul din rețea de la acea oră, iar producătorii plătesc furnizorii pentru a le lua energia generată: „În momentul ăsta plafonarea ne face rău pentru că ne ține departe de piață și ne distorsionează semnalul real. Noi nu știm care e prețul real din piață pentru că suntem în această paradigmă paralelă.
Trebuie să o scoată (plafonarea – n.r.) pentru că ea în momentul de față nu face bine. Pentru că oamenii dacă nu simt prețul care e real nici nu își adaptează comportamentul de consum. Acuma e liber la consum practic pentru cine are de consumat și se consumă fără a ține cont de preț pentru că prețul oricum este unul arbitrar, nu este un preț real.”
După cum se arată în cel mai recent raport ExpertForum, tehnologiile pentru energie regenerabilă sunt la ora actuală suficient de mature pentru ca investițiile să se desfășoare în condiții pure de piață.
„Deja vântul și solarul sunt mai profitabile – fără nicio schemă de ajutor de stat – decât gazul sau cărbunele. De câțiva ani au scăzut mult costurile – acum au început să mai crească pentru toate din cauza inflației – dar altminteri sunt foarte competitive”, conchide Nuțu.
Ca să aflați când publicăm un articol nou vă așteptăm în grupul de WhatsApp On / Off și pe pagina de Facebook a proiectului.
Foto: ELG21 / pixabay.com / jwvein / pixabay.com / Baconator88 / pixabay.com
V-ar putea interesa și:
Producători de energie eoliană în România. Lista completă a centralelor în 2024
TOP. Țările europene cu cea mai mare putere instalată în eoliene. Pe ce loc e România
România și energia. „Pentru a ajunge acolo unde își dorește Europa în 2050, România trebuie să facă un dublu salt uriaș”
TOP. Țările europene cu cea mai mare producție de energie eoliană. Pe ce loc e România
