Conform Raportului Draghi, gazul natural a asigurat 20% din producția de energie a Uniunii Europene, în 2022, dar a determinat prețul pentru mai mult de 60 % din timp, a spus Cătălin Stancu, Associated Senior Expert Horvath, la Forumul Gazelor Naturale, organizat de Financial Intelligence, pe 11 noiembrie.
Potrivit domniei sale, pentru o prognoză de preț a gazelor pe termen mediu de 30 euro/Mwh și un cost al emisiilor de 90 euro/Mwh, costul marginal de al producțieI de energie pe gaze naturale va fi de aproximativ 90 euro/Mwh.
La o prognoză a taxei pe emisii mult mai ridicată, după anul 2035, respectiv a riscului de transfer în prețul energiei, daca ne propunem ca tara sa utilizam gaze naturale,trebuie analizate modele de reglementare care să permită cel puțin recuperarea investițiilor noi. Fără astfel de mecanisme, există riscul ca actualele proiecte aflate în dezvoltare să nu obțină decizia de investiție(FID).
Cătălin Stancu a spus: “România are, pe de o parte, niște resurse naturale pe care ar fi bine să le valorifice, oricum am întârziat extraordinar de mult cu valorificarea lor, mă refer la gazele naturale din Marea Neagră.Se pune o întrebare legitimă ,de bun simț: ce facem cu gazul natural? Îl folosim în mixul energetic sau nu? Pentru că discuția este un pic mai lungă, am încercat să sintetizez un set minim de criterii pentru o strategie energetică, care să targeteze cele trei obiective esențiale: minim de preț, securitatea aprovizionării și minim de emisii.
Din pacate aceste tip de analiza(criterii de optimizare) nu face parte din noua Strategie Energetica.
- Timpul de realizare al unei capacități de scară industrială
Trei tehnologii (eoliană, solară și CCGT – turbine cu gaz cu ciclu combinat) au timp minim (de 2-3 ani) până la operare, comparativ cu hidrocentralele sau unitățile nucleare, cu timp semnificativ mai mare de realizare.Pentru a calma pretul energiei(si implicit efectele directe: inflatia si competitivitate industriilor) avem nevoie de investitii care sa intre cat mai repede in productie.
- Efectul curbei de învățare
Singurele tehnologii care au potențial de scădere a costului sunt tehnologiile eoliene și solare: -77% la PV și -18% la eolian onshore, în perioada 2008-2018.Sunt tehnologii la care costul a crescut semnificativ(de ex nuclear-vezi cazul centralei Vogtle/USA cu un LCOE estimat la 190 E/MWH-Lazard 2024 )
- Efectul de “democratizare “ al pieței.
Un număr mare de unități de producție asigură competiția în piață și optimizarea prețului RES și CCGT au maxim de potential din acest punct de vedere.
- Costul/controlul asupra materiilor prime
Singura materie primă inepuizabilă este energia regenerabilă, care are însă inconveniența variabilității (necesitând complementaritate cu tehnologiile de stocare/CCGT) .România trebuie să-și valorifice resursele de gaze naturale dar țintind și minimizarea prețului energiei electrice
- Cost minim de producție al energiei (LCOE)
Tehnologiile regenerabile au cele mai mici costuri. CCGT si stocarea pe baterii sunt esențiale pentru echilibrarea sistemului, CCGT fiind însă sub riscul de cost al gazului și al emisiilor CO2.
Un model de capacity market centrat pe gaze naturale asigură maximizarea RES și optimizarea prețului (de bază și de echilibrare).”
O problemă fundamentală este cea a echilibrării sistemului și mai ales a costului, a subliniat Cătălin Stancu: “Vedem, de cateva luni de zile, ce se întâmplă cu costul în piața de echilibrare. Apar in anumite intervale de timp prețuri aberante. O solutie care ar putea să raspunda la toate provocarile acestea este un concept mai vechi, care a fost abandonat de Uniunea Europeană acum ceva ani pe motiv că afecteaza functionarea piaței, numit Capacity Market – piață de capacitate. Acest concept este reluat acum și, din câte știu, este în curs de aprobare sau chiar aprobat la câteva state care au reușit să dovedească Comisiei Europene că beneficiile sunt mult mai mari decât efectele, caz care probabil ar putea fi valabil și pentru România, dacă luam in considerare că efectele principale ale folosirii ale CCGT-ului în piața de echilibrare ar fi o cantitate mult mai mare de energie regenerabilă ieftină care ar putea fi introdusă în sistem.
Este clar că CCGT, într-o capacity market, ar rezolva două probleme: ar permite sistemului să integreze mult mai multe regenerabile, deci prețul total de vânzare al energiei, și pe termen lung și pe termen scurt, ar scădea și un al doilea lucru foarte important, capacity market presupune o plată fixă constantă minimă pentru stat în așteptare. Deci tu ai tehnologia pregătită, „fabrica de curent gata de operare”, dar intri numai în piața de echilibrare. Pentru acest serviciu primesti un pret” de asteptare” care poate fi minimizat pe modele de licitare.
Piața de echilibrare poate foarte marginal să influențeze prețul pietei principale, pentru simplul motiv că este relativ mică ca valoare. Noi ar trebui să ajungem într-o funcționare rezonabilă cu o piață de echilibrare care să nu depășească 5-7%. În clipa în care intri masiv cu energie regenerabilă, crești cantitatea de energie necesară echilibrării. (…)
Dacă o astfel de soluție tehnică are logică, practic ea are inainte un drum lung care ar trebui probabil început acum.”
| Știri BVB