Obligaţiile impuse de Net Zero Industry Act riscă să afecteze investiţiile în producţia de energie şi competitivitatea companiilor, avertizează Federaţia Patronală a Energiei, la Profit Energy.Forum.
Proiectele de captare şi stocare a carbonului necesită între 7 şi 10 ani, iar România are nevoie de reguli adaptate particularităţilor sale. Energia geotermală cu buclă închisă ar putea oferi o alternativă pentru încălzire şi producţia de electricitate.
Competitivitatea industriei europene trebuie analizată împreună cu securitatea energetică şi cu investiţiile necesare pentru asigurarea acesteia, consideră Raluca Covrig, director pentru Afaceri Publice şi Comunicare în cadrul Federaţiei Patronale a Energiei (FPE). În opinia sa, politicile de decarbonare trebuie corelate cu posibilitatea companiilor de a finanţa simultan investiţii în reducerea emisiilor şi în creşterea producţiei de energie.
„Înainte să ajungem la competitivitate, trebuie să ne gândim la securitatea energetică, trebuie să ne gândim la investiţiile ce sunt necesare pentru a obţine şi una, şi alta. Şi cred că deja, în momentul de faţă, nu mai există acea trilemă energetică despre care, la fel, s-a discutat foarte mult acum câţiva ani. Cred că ne este destul de clar, în contextul geopolitic în care ne aflăm, care este ordinea în care trebuie să abordăm lucrurile”, a declarat Raluca Covrig.
Reprezentanta federaţiei a indicat două reglementări europene cu impact semnificativ asupra industriei: regulamentul privind reducerea emisiilor de metan şi Net Zero Industry Act. Cel din urmă stabileşte o ţintă europeană de 50 de milioane de tone pe an pentru capacitatea de injecţie şi stocare a dioxidului de carbon, o parte importantă a obligaţiei revenind producătorilor de ţiţei şi gaze.
Potrivit Ralucăi Covrig, trei companii din România trebuie să asigure aproximativ 20% din această ţintă până în 2030. Alocarea obligaţiilor s-a făcut pe baza producţiei realizate în intervalul 2020-2023, iar reprezentanta FPE consideră că rezultatul este disproporţionat în raport cu posibilităţile şi particularităţile pieţei româneşti.
„Ce avem acum pentru ţinta din 2030: s-a luat un interval 2020-2023. Acea perioadă de producţie a fost luată în calcul şi acela a fost algoritmul: în funcţie de cine a produs cel mai mult, s-a alocat şi capacitatea de stocare. Şi cele trei companii din România au, practic, 20% din acea ţintă europeană de 50 de milioane de tone pe care trebuie să o asigure până în 2030. Este clar că este disproporţionat”, a afirmat Raluca Covrig.
Obligaţiile de investiţii se suprapun peste necesitatea dezvoltării producţiei de gaze naturale şi de energie electrică din surse diverse. În aceste condiţii, companiile trebuie să împartă acelaşi capital între proiecte cu obiective diferite, fără ca reglementările să prevadă o etapizare suficientă, susţine reprezentanta FPE. În opinia sa, costurile suplimentare pot ajunge să fie resimţite de consumatori şi de companiile care utilizează energia.
„Sunt aceleaşi companii care trebuie să facă investiţii în absolut toate direcţiile, fără să existe o temporizare, fără să existe o prioritizare. Şi atunci, impactul cine îl va resimţi primul? Consumatorul de rând, categoric. De aceea încercăm de destul de mulţi ani să explicăm că această disproporţionalitate nu va ajuta la asigurarea unui confort al consumatorului final şi nici măcar al companiilor”, a mai precizat Raluca Covrig.
În ceea ce priveşte demersurile pentru ajustarea obligaţiilor europene, aceasta a afirmat că România nu a beneficiat de suficient sprijin din partea altor state membre. Diferenţele ţin, în opinia sa, şi de infrastructura disponibilă: ţările cu acces mai facil la mare şi la proiecte offshore de captare, transport şi stocare a carbonului pot transforma aceste obligaţii într-o oportunitate comercială.
România are o situaţie diferită, chiar dacă dispune de sonde epuizate care ar putea fi luate în calcul pentru stocarea geologică. Poziţionarea acestora, inclusiv în raport cu zonele locuite, impune evaluări suplimentare şi face ca implementarea proiectelor să fie mai complexă decât ar putea sugera simpla existenţă a infrastructurii istorice.
„Când discutăm despre Net Zero Industry Act şi despre capacitatea de stocare, din păcate, am fost cam singurii. Celelalte state membre care sunt obligate văd o oportunitate de business din acest lucru. Şi de ce văd această oportunitate? Pentru că au şi o altă poziţionare şi acces la un alt fel de infrastructură”, a explicat Raluca Covrig.
Termenul stabilit pentru 2030 reprezintă o altă problemă, întrucât dezvoltarea capacităţilor de injecţie şi stocare presupune studii, pregătire tehnică şi investiţii de durată. Ca exemplu, reprezentanta FPE a invocat proiectul norvegian Northern Lights, indicat drept reper pentru stocarea offshore a CO₂, subliniind timpul îndelungat necesar dezvoltării unor asemenea infrastructuri.
„Dacă ne uităm la proiectele care în acest moment funcţionează în offshore, haideţi să luăm proiectul Northern Lights, până la urmă, din Norvegia. Ei bine, au început să lucreze la acest proiect de mai bine de 20 de ani. Acest regulament, Net Zero Industry Act, ne pune să facem aceste capacităţi de stocare până în 2030. Suntem în 2026, iar un proiect de genul acesta nu se face de pe o zi pe alta. E nevoie între 7 şi 10 ani pentru a putea pregăti efectiv o capacitate de injecţie şi stocare”, a declarat aceasta.
Raluca Covrig a precizat că industria a început deja să investească în energie verde şi regenerabilă şi să exploreze proiecte de captare şi stocare a carbonului (CCS), chiar dacă reglementările nu reflectă în totalitate particularităţile României. Trecerea de la explorarea unor asemenea oportunităţi la implementarea efectivă presupune însă studii geofizice pentru identificarea zonelor adecvate şi evaluarea condiţiilor locale, inclusiv a proximităţii comunităţilor.
În privinţa reprezentării intereselor industriei la nivel european, aceasta a apreciat că vocea României nu este suficient de puternică şi a menţionat iniţiativa CEE Energy Alliance, prin care se urmăreşte reunirea organizaţiilor şi companiilor din sector pentru susţinerea unor poziţii comune în dialogul cu autorităţile naţionale şi europene.
„Din păcate, nu suntem foarte, foarte auziţi. Dar facem tot posibilul să ne unim forţele, cum am încercat noi să facem prin iniţiativa CEE Energy Alliance. Avem încă 500 de membri, cu asociaţii de profil, şi, cu siguranţă, vom avea mai mult succes în a fi auziţi atât de autorităţile naţionale, cât şi la nivelul Bruxelles-ului”, a afirmat Raluca Covrig.
Pe lângă gazele naturale, pe care le consideră atât o resursă tradiţională, cât şi una relevantă pentru tranziţia energetică, reprezentanta FPE a indicat energia geotermală cu buclă închisă drept o posibilă soluţie pentru producerea agentului termic şi, în anumite condiţii, a energiei electrice.
Spre deosebire de sistemele geotermale clasice, care utilizează apă încălzită natural şi pot fi implementate doar în anumite zone, tehnologia cu buclă închisă valorifică energia termică a pământului printr-un circuit în care apa este recirculată. Această caracteristică ar putea extinde posibilităţile de utilizare a tehnologiei, în funcţie de condiţiile geologice şi de gradientul termic al fiecărei zone.
„Proiectele pe energie geotermală cu buclă închisă nu utilizează apa, ci utilizează căldura pământului, căldura internă a pământului. Practic, se forează la mare adâncime, se introduce o instalaţie şi, exact cum este menţionat, instalaţia aceasta este ca o buclă în interiorul pământului. Se introduce apă din surse proprii în acest circuit şi, prin încălzirea apei respective, ea recirculă”, a explicat Raluca Covrig.
Căldura obţinută poate fi utilizată direct pentru încălzire sau, dacă există un gradient termic suficient de ridicat, pentru producerea de electricitate. În România, zona de vest ar putea găzdui un astfel de proiect, potrivit reprezentantei FPE. Ea a precizat că federaţia discută despre această tehnologie de aproximativ trei ani, iar în Parlament se află în dezbatere modificări ale Legii minelor nr. 85/2003, necesare pentru diferenţierea regimului aplicabil sistemelor geotermale cu buclă deschisă de cel al celor cu buclă închisă.
În ceea ce priveşte costurile şi posibilitatea utilizării la scară municipală, Raluca Covrig a spus că nu poate avansa o estimare generală, deoarece investiţia depinde de numărul circuitelor necesare şi de caracteristicile geologice ale amplasamentului. Integrarea în sistemele de încălzire centralizată este posibilă din punct de vedere tehnic, inclusiv pentru comunităţi mari, însă fezabilitatea fiecărui proiect trebuie evaluată individual.
„Nu aş putea să vă ofer o estimare efectivă, pentru că fiecare proiect este diferit. În funcţie de câte circuite de genul acesta, cu bucle închise, sunt necesare, şi costurile sunt diferite. Dar, în ceea ce priveşte implementarea pentru comunităţi mici sau pentru comunităţi mari, din nou, depinde foarte mult de specificul zonei respective, de gradientul de căldură despre care am menţionat şi mai devreme”, a declarat aceasta.
Potrivit Ralucăi Covrig, tehnologia prezintă şi avantaje privind ocuparea terenului şi impactul asupra mediului după finalizarea lucrărilor. Deşi forajele şi amenajarea circuitelor necesită iniţial o suprafaţă mai mare, amprenta la sol a instalaţiei finalizate este redusă. Reprezentanta FPE a mai susţinut că sistemele sunt silenţioase şi nu presupun extragerea apei din subsol.
„Din punct de vedere tehnic este extraordinar. Amprenta la sol este foarte mică, deşi, bineînţeles, în timpul perioadei în care se lucrează la forare şi la crearea efectivă a acelor circuite, zona pe care o acoperă este mai mare. Dar, în final, când proiectul este gata, amprenta la sol este una foarte mică, instalaţiile sunt extraordinar de silenţioase, nu se consumă apa din sol”, a conchis Raluca Covrig.