INTERVIU Volker Raffel, şeful E.ON România: Vrem să investim şi mai mult, dar nimeni nu are o fabrică de bani acasă pentru a susţine aceste investiţii

El a subliniat că este important să existe un cadru legislativ stabil, previzibil şi transparent şi, în cazul în care ar fi nevoie de unele schimbări, acestea trebuie să fie analizate înainte de a fi puse în aplicare, pe baza unui dialog serios, scrie Agerpres.

În ceea ce priveşte ţintele propuse de Comisia Europeană pe partea de energie regenerabilă, Volker a precizat în interviul acordat AGERPRES că, în opinia sa, UE trebuie să accepte poziţia de pornire a României în tranziţia energetică, deoarece, în timp ce UE se îndreaptă spre abordarea „totul electric”, în România se merge spre proiecte de gazeificare a ţării şi a subliniat că o singură soluţie nu se potriveşte pentru toate statele.

„Sper că reprezentanţii României vor reuşi să convingă UE să ţină cont de acest lucru pentru a nu se transforma în croitorul care face haine de aceeaşi mărime pentru toţi clienţii, indiferent de dimensiunile acestora”, a punctat directorul E.ON România.

Acesta a vorbit în interviu şi despre proiectele verzi pe care le derulează compania în ţara noastră, despre probleme cu care se confruntă în ceea ce priveşte dezvoltarea de noi proiecte de energie regenerabilă, dar şi despre investiţiile în dezvoltarea reţelelor şi în digitalizare.

AGERPRES: Ce proiecte „verzi” are E.ON în prezent?

Volker Raffel: Până nu demult, pentru mulţi oameni nu era o prioritate, dar astăzi, cu atâtea turbulenţe în fundal, începem să înţelegem că fiecare gest de reducere a risipei de energie, oricât de mic ar fi el, contează. Eficienţa energetică merge mână în mână cu soluţiile verzi care ajută consumatorii să îşi asigure consumul cu costuri controlabile, având (direct şi indirect) un impact negativ mai redus asupra mediului. Strategia E.ON este de a le veni în ajutor, oferind soluţii energetice adaptate nevoilor consumatorilor. De la generare fotovoltaică, pompe de căldură, staţii de încărcare, până la centrale termice în condensare şi soluţii de răcire, soluţiile noastre sunt gândite pentru sporirea confortului, independenţă energetică, reducerea emisiilor de carbon şi eficientizarea consumului de energie.

Semnalele primite din piaţă sunt foarte bune: vedem, de exemplu, o creştere puternică a interesului pentru soluţiile noastre de generare a energiei prin panouri fotovoltaice. Cererea pentru E.ON Solar Home s-a majorat de 10 ori anul trecut faţă de 2021. Mai exact, în intervalul menţionat, am predat la cheie clienţilor peste 650 de centrale fotovoltaice, ceea ce înseamnă o medie de aproape două pe zi. Iar în primele cinci luni din acest an am ajuns la un ritm de trei pe zi, avansul fiind de 65% faţă de aceeaşi perioadă a anului trecut. Ne aşteptăm ca ritmul să crească şi mai mult, pentru că o parte dintre cei care au dosarele aprobate în programul Casa Verde vin la noi să cumpere şi să le instalăm sisteme fotovoltaice de la 3 kW la 50 de kW.

Pentru companii şi municipalităţi, am predat la cheie peste 120 de centrale fotovoltaice, de trei ori mai multe decât în 2021. În total, am ajuns la peste 285 de proiecte PV finalizate în România începând din 2018. Producţia totală de energie fotovoltaică este de peste 63 GWh/an, cu o reducere a emisiilor de CO2 de aproximativ 14.300 de tone în fiecare an.

Ne concentrăm şi pe zona de încălzire sustenabilă. Deşi suntem destul de în urmă în România, interesul pentru pompe de căldură este în creştere şi noi ne propunem să fim cât se poate de prezenţi şi pe acest segment de piaţă. Cei care optează pentru instalarea unei pompe de căldură primesc din partea noastră o soluţie „la cheie”. Asigurăm consilierea, livrarea echipamentelor, instalarea sistemului, punerea în funcţiune şi mentenanţa. Aceste echipamente au costuri reduse de funcţionare şi sunt mai eficiente energetic decât sistemele pe combustie.

Suntem implicaţi, totodată, încă din 2018, în construcţia infrastructurii şi soluţiilor pentru dezvoltarea transportului sustenabil. La finalul primelor 6 luni din 2023 am ajuns la un număr total de 318 puncte de încărcare.

Ne implicăm şi în dezvoltarea unei reţele naţionale de staţii publice de încărcare de-a lungul principalelor coridoare de transport, prin intermediul proiectelor NEXT-E şi CONNECT-E, cofinanţate din fonduri europene. Compania va derula, în următorii doi ani, un proiect european ce prevede instalarea a 30 de staţii de încărcare ultra-rapide de 150 kW. Aceste staţii vor reprezenta o îmbunătăţire semnificativă a infrastructurii de încărcare a maşinilor electrice, oferind utilizatorilor posibilitatea de a-şi încărca maşinile electrice într-un timp mult mai scurt.

AGERPRES: Ce ar trebui schimbat pe partea de legislaţie?

Volker Raffel: Cel mai mult mi-aş dori să nu se repete ceea ce s-a întâmplat anul trecut, şi prin asta mă refer la cele 15 modificări legislative cu impact major asupra sectorului energetic. Este important să existe un cadru legislativ stabil, previzibil şi transparent. În cazul în care evoluţiile ulterioare ar necesita unele schimbări, acestea trebuie să fie analizate înainte de a fi puse în aplicare, pe baza unui dialog serios. Este crucial ca deciziile să ţină cont de toate aspectele pieţei. De exemplu, instalarea staţiilor de încărcare ultra-rapide (puteri de peste 600 kW într-o locaţie) pentru maşini electrice trebuie dublată de noi posturi de transformare, pentru că altfel reţeaua nu rezistă. Iar pentru asta este nevoie de simplificarea procesului de autorizare a construcţiei pentru amplasarea posturilor de transformare. Un alt exemplu: legislaţia europeană impune amplasarea de POS-uri (începând cu 2027) pentru a putea plăti cu cardul bancar sesiunile de încărcare a maşinilor electrice. În România, legea cere emiterea de bon fiscal în format fizic, prin intermediul aparatelor de marcat fiscale. De aceea este necesară adaptarea legislaţiei pentru a putea permite emiterea bonurilor în format digital, având în vedere faptul că staţiile de încărcare nu au fost proiectate pentru fi dotate cu aparate de marcat fiscale.

Şi în ceea ce priveşte prosumatorii susţinem nevoia unor modificări legislative privind compensarea valorică a facturilor, la solicitarea clientului, înainte de scadenţa termenului de 24 de luni a facturilor de stoc (prin reportarea energiei produse, livrate şi necompensate prin mecanismul de compensare cantitativă). La fel şi pentru cei care au mai multe locuri de consum.

Dar reiau ideea că integrarea prosumatorilor nu poate fi făcută fără reţele de distribuţie care să facă faţă. Cu ce ajută mii de panouri fotovoltaice dacă acestea fie nu sunt conectate, fie nu funcţionează din cauza constrângerilor care ţin de reţea? Păi investiţi în reţele, ni s-ar putea spune! Asta şi facem şi vrem să investim şi mai mult. Dar oamenii trebuie să fie conştienţi că nimeni nu are o fabrică de bani acasă pentru a susţine aceste investiţii. Ele se regăsesc (recuperează) prin tarife. De aceea, nu a fost o decizie înţeleaptă să se îngheţe tarifele de distribuţie pentru un an, în aprilie 2022. Prin urmare, nu sunt dispus să accept ca operatorul sistemului de distribuţie să fie învinuit că întârzie în conectarea sistemelor fotovoltaice. În primul rând, pentru că Delgaz Grid, aşa cum am menţionat şi anterior, este în linie cu planurile de conectare, a redus timpii de execuţie şi a lansat o platformă dedicată prosumatorilor. Mai mult, în timp ce îngheţarea tarifelor a întârziat multe investiţii ale competitorilor noştri, acest lucru nu s-a întâmplat în ceea ce priveşte investiţiile noastre. Cu toate acestea, nu ne plângem de trecut – a fost o situaţie extraordinară.

ANRE a anunţat amânarea celei de-a cincea perioade de reglementare cu un an. Criza a împiedicat o bună pregătire şi, de asemenea, este oarecum de înţeles faptul că, înainte de a stabili orientările pentru încă 5 ani, trebuie să te pregăteşti bine şi să vezi care sunt evoluţiile macroeconomice, cum ar fi rata inflaţiei, dobânzile de plată aferente investiţiilor etc. Dar prelungirea simplă cu încă un an a celei de-a patra perioade de reglementare nu este o idee bună. Nu trebuie să mai pierdem încă un an pentru tranziţia energetică. Trebuie să acţionăm consecvent astăzi. De exemplu, normele actuale ale ANRE limitează investiţiile noastre pentru consolidarea reţelei la 10% din total. Putem conecta rapid, dar acum începe adevărata problemă a reţelei electrice: pot apărea blocaje imediat după conectare în punctele de transformare, este nevoie de întărirea reţelei cu cabluri mai bune etc. Prin urmare, această limitare nu face decât să împiedice industria să rezolve cele mai urgente probleme.

De asemenea, nici limitarea investiţiilor în IT nu este de dorit, deoarece automatizarea ajută la reducerea duratei şi a extinderii geografice a întreruperilor, iar gestionarea inteligentă a blocajelor va permite circulaţia energiei produsă de sistemele fotovoltaice. Totodată, înlocuirea echipamentelor vechi de 40 de ani – aşa cum se prevede în prezent în stabilirea tarifelor – nu mai este suficientă. Trebuie să construim în paralel posturi de transformare cu tehnologii noi şi să instalăm cabluri care să facă faţă noilor condiţii.

Puterea instalată a capacităţilor de generare a energiei prin panouri fotovoltaice o depăşeşte pe cea a unităţilor Centralei Nucleare de la Cernavodă. Dar toată această putere trebuie conectată la reţelele de energie, altfel devine de multe ori inutilă. Dacă energia produsă nu poate fi redistribuită corespunzător, atunci se pierde. Pentru a fi clar: cu sisteme energetice descentralizate, cu regenerabile şi, în viitor, hidrogen, avem chiar în faţa noastră cea mai mare transformare a sistemului energetic de la electrificare şi gazeificare încoace. Iar decizia din martie 2021 de a îngheţa tarifele de distribuţie ne-a aruncat deja cu un an în urmă. Sunt foarte curios să văd abordarea ANRE pentru următoarea perioadă de reglementare şi cum doreşte să atragă mai multe investiţii în reţelele de distribuţie chiar din 2024.

AGERPRES: Consideraţi că ţintele propuse de CE pe partea de energie regenerabilă sunt realizabile, în România şi la nivel european?

Volker Raffel: Sunt destule de făcut şi cel mai important este să creştem rezilienţa României prin investiţii, eficienţă energetică şi conectarea cât mai multor surse regenerabile. Însă, în acelaşi timp, consider că UE trebuie să accepte poziţia de pornire a României în tranziţia energetică.
În timp ce UE se îndreaptă spre abordarea „totul electric”, în România se merge spre proiecte de gazeificare a ţării. Ambele abordări sunt însă pur şi simplu nepotrivite pentru piaţa românească. Prima, deoarece porneşte de la un sfat „ştiinţific” conform căruia pompele de căldură sunt mult mai eficiente (300%) în comparaţie cu soluţiile pe bază de hidrogen verde (55%), dar fără a lua în considerare problema asigurării şi stocării energiei electrice necesare funcţionării tuturor acestor pompe. Pe de altă parte, încălzirea centralizată nu mai este o opţiune pentru multe locuinţe din România, pentru că fie nu au avut niciodată reţea, fie reţelele care au existat cândva nu mai pot fi utilizate. Abordarea „totul electric” riscă să creeze o problemă socială şi oamenii respectivi să rămână fără căldură şi apă caldă. Şi asta doar pentru că acei „oameni de ştiinţă” vin cu teorii care simplifică prea mult şi nu ţin cont de realitate şi de condiţiile specifice. Abordarea lor e ca în bancul acela în care eşti întrebat: „dacă sunt 10 păsări pe un fir de curent şi împuşti una, câte mai rămân pe firul de curent după aceea”? „Nouă”, răspund teoreticienii! Dar, de fapt, nu mai rămâne niciuna, deoarece toate vor zbura.

Cred cu tărie că abordarea „totul electric” poate fi o soluţie pentru ţările care nu au propriile rezerve de gaze naturale. Dar şi acolo sunt provocări foarte mari din punct de vedere al costurilor economice şi al pregătirii reţelelor. În România, însă, situaţia este diferită, deoarece, pe lângă rezervele semnificative de gaze naturale, există şi o vastă infrastructură pentru utilizarea lor. Deci sunt de acord că pompele de căldură reprezintă o soluţie bună în multe cazuri. Însă acest lucru nu trebuie impus administrativ şi acolo unde există soluţii alternative. Riscurile în acest sens încep însă să se materializeze. Recent, la nivel european s-a luat o decizie privind interzicerea de facto a centralelor noi pe gaz până cel târziu din 2029. Aceasta înseamnă că, începând cu 2030, oamenii nu vor mai putea să înlocuiască o centrală pe gaz defectă sau veche cu una nouă, ci trebuie să cumpere o pompă de căldură. Lăsând la o parte costurile mult mai mari, chiar şi în clădirile mai moderne infrastructura electrică nu este capabilă să transporte atât de multă energie necesară funcţionării tuturor acestor pompe.

Şi de ce să obligi românii, în condiţiile în care ţara lor va fi cel mai mare producător de gaze din UE, să treacă prin acest proces? De aceea, vreau să subliniez că o singură soluţie nu se potriveşte pentru toate statele. Sper că reprezentanţii României vor reuşi să convingă UE să ţină cont de acest lucru pentru a nu se transforma în croitorul care face haine de aceeaşi mărime pentru toţi clienţii, indiferent de dimensiunile acestora.

Noi dorim să contribuim la tranziţia către energia fără emisii inclusiv pentru zona de încălzire, care în prezent se bazează în mare măsură pe gazele naturale. Credem că putem să le asigurăm acelaşi confort clienţilor noştri folosind actuala infrastructură, fără modificări şi cu aceeaşi siguranţă în exploatare, utilizând practic un alt gaz. Utilizarea gazelor verzi precum hidrogenul produs prin electroliză, a biometanului, dar şi a altor tehnologii sunt parte a soluţiei pentru decarbonizarea sectorului.

Resursele de gaze naturale ale României, cu care alte state nu se pot lăuda, trebuie folosite pentru a asigura tranziţia către un sector energetic fără combustibili fosili. Iar acest lucru trebuie făcut într-un termen rezonabil, mai lung decât cel propus de Comisia Europeană, timp care să fie folosit investind în capacităţi de producţie de energie verde, dar şi în infrastructura care să fie capabilă să preia toată această energie.

AGERPRES: Care sunt principalele probleme cu care vă confruntaţi în ceea ce priveşte dezvoltarea de noi proiecte de energie regenerabilă?

Volker Raffel: Într-adevăr, pe parcursul dezvoltării de produse fotovoltaice am avut parte de mai multe provocări, printre care cele de natură legislativă şi de reglementare, cele legate de autorizări/avize, disponibilitatea specialiştilor în domeniu şi chiar pe partea de achiziţie a produselor/componentelor necesare. Totuşi, anul acesta lucrurile stau un pic mai bine şi, în plus, în momentul de faţă avem stocuri suficiente pentru a susţine cererea din piaţă.

O altă provocare este legată de firmele cu care implementăm aceste proiecte. Dat fiind faptul că ne desfăşurăm activitatea pe întreg teritoriul ţării, apelăm de multe ori la firme terţe, locale. Calitatea prestaţiilor acestora este foarte importantă pentru noi. De aceea, am elaborat un proces complet de monitorizare şi stimulare a firmelor terţe. De asemenea, este tot mai greu să găseşti personal calificat. Cu toate acestea, noi am crescut numărul echipelor de instalatori şi de ingineri specializaţi. Reuşim, într-o anumită măsură, să atragem talente de pe piaţa de profil asigurându-ne specialiştii necesari pe partea de proiectare şi management.

Pe partea de distribuţie, prosumatorii reprezintă pentru noi o mare provocare, atât din modul în care-i gestionăm din punct de vedere al documentelor şi al avizelor, dar în primul rând din perspectiva integrării lor în reţea şi a perturbărilor pe care le aduc ei în reţea. De asemenea, proiectele mari de regenerabile necesită întăriri de reţea şi investiţii mari pentru a putea fi integrate. Ca să vă faceţi o idee ce provocare înseamnă asta, vă spun că numărul prosumatorilor conectaţi la reţeaua Delgaz Grid a crescut exponenţial în ultimii ani, de la doar 67 în 2020 la aproape 9.500 la începutul lunii iunie a acestui an şi estimăm că la sfârşitul anului vom avea circa 12.000. Ne aşteptăm la creşteri şi mai mari ale cererilor în perioada următoare, dar este important să înţelegem că, fără proiecte de regenerabile, nu o să putem să avem energie ieftină. Evident, avem nevoie de o piaţă în care să se producă energie multă şi atunci preţul va scădea, şi nu pentru că aşa vrea guvernul sau reglementatorul. Deci, integrând regenerabilele, fiind în măsură să gestionăm reţeaua, vom putea asigura şi un preţ bun şi un viitor rezonabil pentru sistemul energetic.

AGERPRES: În ce stadiu se află proiectul pilot 20HyGrid? Care sunt rezultatele testelor şi când estimaţi că ar putea fi implementat?

Volker Raffel: Am început deja, în localitatea Dârlos, judeţul Sibiu, testele la clienţii casnici, pentru a verifica funcţionarea instalaţiilor interioare şi a aparatelor de utilizare existente cu amestec de gaze naturale şi hidrogen. Instalaţiile de utilizare ale consumatorilor (ţevi, aparate de utilizare etc.) şi elementele componente ale sistemului de distribuţie (conducte, branşamente, fitinguri, armături, regulatoare, contoare etc.) nu vor fi modificate pentru acest proces. Primul test de acest fel din ţară a fost deja efectuat de către specialiştii din echipa de proiect în judeţul Mureş, acasă la unul dintre directorii generali adjuncţi ai companiei Delgaz Grid. În luna septembrie urmează probe în a doua localitate selectată de companie, respectiv Gorneşti din judeţul Mureş. Rezultatele proiectului pilot vor fi puse la dispoziţia instituţiilor abilitate şi a altor părţi interesate din România, pentru elaborarea de reglementări tehnice preliminare, pentru conversia reţelelor existente la amestecuri de gaze naturale şi hidrogen, respectiv pentru construirea de reţele de distribuţie noi – „H2 ready”, având la bază rezultatele proiectelor pilot şi reglementările preliminare din Europa şi România.

AGERPRES: Dezvoltarea surselor regenerabile presupune şi dezvoltarea reţelelor şi bineînţeles, digitalizare. Ce investiţii aveţi în vedere în acest sens?

Volker Raffel: Criza energetică ne-a arătat încă o dată cât de vital este acest sector pentru economie. Reţelele de distribuţie, atât cele de gaze naturale, cât şi cele de energie electrică, au nevoie de investiţii de ordinul miliardelor de euro până în 2030, pentru a fi capabile să preia energia produsă din surse regenerabile şi să asigure parametrii de calitate ceruţi de industrie şi clienţii casnici. Vorbim nu numai de sursele descentralizate de producere a energiei regenerabile, precum centrale fotovoltaice şi eoliene, dar şi despre o cerere de energie în creştere pentru maşini electrice şi pompe de căldură, de exemplu.

De asemenea, priorităţile de investiţii se îndreaptă şi spre înlocuirea reţelelor vechi, din anii ˜70, dar şi a infrastructurii din anii ˜90 care a fost construită, din păcate, nu întotdeauna la cea mai bună calitate. În acelaşi timp, compania noastră de distribuţie Delgaz Grid va trebui să investească şi mai mult în soluţii de securitate cibernetică, în tehnologie, în IT, în proiecte bazate pe hidrogen, precum şi în extinderi de reţele şi conectarea de noi consumatori.

Acesta este obiectivul nostru principal. Am investit 2,1 miliarde de euro de la intrarea pe piaţa din România şi avem în plan să investim încă 2,2 miliarde de euro până în 2030, respectiv 700 de milioane de euro din fonduri europene, la care se vor adăuga aproximativ 1,5 miliarde de euro din surse proprii. Rezultatele investiţiilor realizate an de an pot fi observate în creşterea siguranţei şi a calităţii serviciului de distribuţie. Delgaz Grid a înregistrat anul trecut cea mai mică durată medie a întreruperilor neplanificate în reţea, aceasta scăzând la 76,44 de minute pe an, mult sub media pe ţară de 108,25 de minute, ceea ce plasează compania pe prima poziţie în rândul distribuitorilor din România. Faţă de momentul privatizării, când durata întreruperilor era de 1.800 de minute/an, situaţia s-a îmbunătăţit de peste 20 de ori.

Progrese mari au fost înregistrate şi pe partea de gaze, unde consumul tehnologic în reţea a fost redus în 2022 cu 57% faţă de 2012. Reducerea consumului tehnologic cu 443 GWh (adică 43 milioane mc) echivalează cu consumul anual al unui oraş de peste 75.000 de locuitori, cum ar fi, de exemplu, municipiul Bistriţa. Iar pentru acest an am bugetat un plan de investiţii record, de peste 176 de milioane de euro (872 milioane lei), din surse proprii şi din fonduri europene, cu 30% mai mari faţă de cele de anul trecut. Aceste investiţii sunt cele mai mari din ultimii 18 ani, de la intrarea pe piaţa din România, ridicând la circa 1,6 miliarde de euro valoarea totală a investiţiilor în reţele.