Amânarea deciziilor cu privire la marile proiecte de cogenerare depuse pentru finanțare prin Programul Operațional Infrastructură Mare (POIM) are un impact negativ asupra pieței energetice și industriale din România, un impact care nu va putea fi compensat de eventuala accesare a unor noi fonduri europene. Este un timp și sunt bani pierduți, fără vreo justificare obiectivă, pentru companiile active în acest sector, susține Cristian Athanasovici, Business Development Manager la Kawasaki Gas Turbine Europe. Am trecut în revistă perspectivele de utilizare a gazelor naturale, așa cum sunt conturate acestea de echipamentele și soluțiile tehnice ale companiei nipone.

Care este piața pe care activează Kawasaki Gas Turbine în România?

Compania Kawasaki Gas Turbine Europe GmbH activează în România promovând soluții de producere a energiei, pe trei mari segmente. Primul este industria, care are nevoie atât de energie electrică, cât și de abur, apă fierbinte și apă răcită. Vorbim despre numeroase sectoare, în principal industria chimică, industria alimentară, rafinării, industria hârtiei, industria cauciucului. A doua categorie o reprezintă alimentarea cu energie termică în sistem centralizat, deci încălzirea orașelor, iar a treia categorie este constituită din producătorii de energie electrică din surse regenerabile sau utilizatori de surse clasice, care pot folosi echipamentele Kawasaki pentru a produce energie electrică în scopul de a echilibra balanța propriilor capacități de generare sau pentru a furniza servicii de sistem.

De o bună bucată de vreme, gazele naturale au fost în discuție la nivel european, cu perspective incerte. Acum, pare că lucrurile s-au clarificat – gazele naturale rămân o soluție de tranziție pentru România. Din această perspectivă, s-au mai simplificat discuțiile pe care le aveți cu potențialii parteneri?

Da, gazele naturale sunt acceptate la nivel european, dar mecanismele de finanțare europene sunt îndreptate în principal către producția de energie electrica din surse regenerabile. Gazul natural este combustibilul fosil cu cele mai mici emisii cu impact asupra mediului, dar rămâne greu finanțabil altfel decât într-o combinație cu hidrogenul.

Trebuie să pornim de la faptul că industria românească a fost construită și funcționează și astăzi în principal pe baza gazelor naturale, care contribuie și la producerea de electricitate, dar și pentru energie termică și abur industrial. Toate marile ramuri industriale – chimie, petrochimie, rafinare, industrie auto – se bazează pe gaze naturale. Să nu uităm că și industria alimentară are nevoie de energie electrică, de abur, dar și de dioxidul de carbon! În producția de bere și sucuri carbogazoase este nevoie de dioxid de carbon, așa că soluțiile de autoproducere a energiei pot fi însoțite de soluții de captare a dioxidului de carbon pentru reutilizare în procesul tehnologic.

Totuși, în industria românească, proiectele în care și-ar găsi locul echipamentele Kawasaki sunt greu finanțabile și, din acest motiv, opțiunea finanțării prin Programul Operațional Infrastructură Mare (POIM) axa 6.4 pentru cogenerare de înaltă eficiență, reprezintă o șansă, puternic diminuată însă de întârzierea punerii în practică a acestui Program. La nivelul Ministerului Fondurilor Europene, proiectele depuse nu au fost analizate, sau evaluarea trenează, astfel încât nu există decizii dacă proiectele depuse de ceva vreme vor fi finanțate sau nu. Chiar și cu decizii anunțate foarte repede, timpul rămas la dispoziție pentru implementare este foarte scurt, pentru că fondurile trebuie cheltuite până la finalul anului 2023, ceea ce face ca presiunea să fie foarte mare pentru toți cei implicați, respectiv solicitanți, furnizori de echipamente, antreprenori generali etc.

În plus, condițiile de piață s-au modificat și se modifică substanțial față de momentul realizării proiectului pe care solicitantul l-a depus pentru finanțare, de la costurile cu energia și certificatele de CO2, până la declinul sau avansul nevoilor energetice ale beneficiarului.

Care mai poate fi viitorul proiectelor depuse pentru finanțare prin POIM 6.4, fără răspuns, iată, după ani buni? Pot fi ele mutate pe alte axe de finanțare?

Da, dar pentru aceasta avem nevoie de un plus de claritate cu privire la aceste alte axe, precum Fondul de Modernizare sau Planul Național de Redresare și Reziliență. Din păcate, nu cunoaștem suficiente detalii despre niciuna dintre aceste linii de finanțare, nu sunt disponibile Ghiduri de finanțate, nu există criterii de evaluare a proiectelor.

Apoi proiectele trebuie refăcute, actualizate cu datele de azi, respectiv cu predicții pentru viitor; nu poți cere finanțare în 2021-2022 pe baza unor consumuri energetice din 2018 sau mai vechi. Pentru actualizarea soluțiilor vorbim despre noi costuri, pe lângă cele deja înregistrate și pentru care nu există nicio perspectivă reală de recuperare.

Este, oricum, foarte clar că în criteriile de evaluare vor apărea modificări semnificative față de momentul în care a fost gândit POIM. De aceea, soluțiile propuse din punct de vedere tehnic, dar și economic, al profitabilității, vor viza alți parametri față de cei avuți în vedere cu ani în urmă.

Dincolo de banii europeni, există interes din partea marilor jucători industriali pentru proiecte de cogenerare de înaltă eficiență?

Soluțiile Kawasaki se adresează unor consumatori de energie de putere medie și mare, între 2 MWe și 34 MWe, pentru turbinele cu gaze, echipamente care se potrivesc în sectoarele industriale unde este nevoie de energie electrică și abur. Companiile care dețin putere financiară pentru asemenea proiecte sunt foarte puține iar principalul lor interes este să-și dezvolte tehnologia și capacitatea de producție pentru întărirea poziției în piață. Energia rămâne în subsidiar.

Există bani în piață pentru asemenea proiecte, dar există și reticența de a utiliza fondurile proprii, și încă și mai puțin credite bancare, atunci când există potențialul unor finanțări cu mult mai ieftine sau chiar gratuite.

Trecând la segmentul alimentării cu căldură în sistem centralizat, avem de câteva săptămâni o nouă lege a termiei. Anticipați un impact semnificativ al acesteia?

Principala întrebare este dacă ea va fi aplicată. Ce va face fiecare unitate administrativ teritorială (UAT) pentru asigurarea acestui tip de utilitate? Declarativ toată lumea este interesată dar acțiunile practice sunt ca și inexistente.

În opinia mea, rețelele termice de transport și distribuție a energiei termice trebuie să fie în responsabilitatea UAT iar pentru producție ar trebui să încurajăm apariția a cât mai multor agenți privați. Aceasta presupune însă o serie de responsabilități din partea unității administrativ teritoriale, care trebuie să investească în rețele și să le mențină la standarde corespunzătoare și cu un management eficient în operarea rețelelor. Producătorii trebuie să știe care este necesarul de energie termică și să aibă o garanție că producția va fi achiziționată. Este responsabilitatea UAT să asigure cumpărarea energiei termice, prin interzicerea debranșării și/sau încurajarea și stimularea rebranșării.

Pe baza datelor istorice și a prognozelor de dezvoltare urbanistică, reprezentanții UAT ar trebui să poată previziona, cu un grad rezonabil de variație, care va fi nivelul consumului de energie termică. Luând în calcul și energiile regenerabile, obligatorii deja, există formule tehnice și comerciale pentru a răspunde unui consum anticipat de energie termică, chiar și cu variații sezoniere semnificative.

Există deja suficiente proiecte în care gazele naturale și soluțiile regenerabile să funcționeze împreună în condiții de randament superior și performanțe economice?

Una este să vorbim despre randamente și alta despre reducerea impactului asupra mediului. Astăzi accentul cade în mod special pe evitarea poluării și de aceea alegem tehnologii care utilizează resurse energetice secundare, sau resurse energetice regenerabile.

Kawasaki are tehnologii care pot utiliza simultan atât gazele naturale, cât și hidrogenul. Pentru utilizare pe scară largă vorbim însă despre viitor, așa că acum trebuie să gândim proiecte pilot, mai degrabă mici, nu vorbim de investiții de sute și sute de milioane de euro. Vorbim despre proiecte care trebuie să-și dovedească eficiența atât din punct de vedere tehnic, economic, cât și din punct de vedere al mediului.

Probabil că ceea ce ar trebui să avem în vedere, ar fi centrale în cogenerare de 2-3 MWe destinate încălzirii urbane, sau producerii de energie electrica si abur in industria chimica unde hidrogenul este un produs secundar al proceselor tehnologice, în care să combinăm hidrogenul cu gazele naturale. Energia electrică poate intra ușor în sistem, fără investiții suplimentare în rețele, iar energia termică ar urma să fie utilizată de populație, poate într-un cartier nou de locuințe. Din punct de vedere al aburului produs pe platformele chimice, acesta poate fi utilizat in procesele tehnologice de producere a diferiților compuși chimici.

Cât de mare ar fi, pe ce suprafață s-ar putea întinde o asemenea centrală?

Amprenta finală va depinde de soluțiile de producere și stocare a hidrogenului, pentru că celelalte elemente, dacă vorbim de o tehnologie bazată pe turbine pe gaze sau motoare cu ardere internă, sunt bine cunoscute și vorbim despre suprafețe relativ mici.

Astfel de soluții bazate pe hidrogen au un potențial încă și mai mare dacă includ o formă de cooperare cu unități industriale din apropierea zonelor urbane. Ideal ar fi să existe un combinat chimic care generează hidrogenul ca produs secundar al unei instalații de electroliză a unei saramuri, de exemplu. Hidrogenul respectiv poate fi folosit într-o instalație de cogenerare pentru a produce căldura de care are nevoie orașul din apropiere.

Orașele care se află în apropierea unei surse de apă pot opta pentru soluții de producere a hidrogenului verde. Mai putem avea hidrogen gri, adică, însoțit de emisie, captare și stocare de dioxid de carbon. Există tehnologii mature pentru așa ceva, în opinia mea, mai avansate decât cele care se bazează pe apă ca resursă primară. Pentru România, gazeificarea cărbunelui poate fi o soluție mai bună, pentru că ar fi binevenită o nouă formă de reconversie a industriei miniere.

Înțeleg că hidrogenul este un răspuns pe care îl așteptăm abia peste 4-5 ani. Pentru acest moment, pentru viitorul apropiat, ce variante avem pentru a aduce împreună gazele naturale și energiile regenerabile?

Eu văd un potențial atractiv pentru un asemenea mix, bazat pe gaze naturale și regenerabile, în special în sectoarele unde există consum de energie termică la un potențial termic relativ coborât, adică un agent termic la o temperatură de cel mult 100-110 grade Celsius.

Pentru încălzirea urbană, putem folosi gaze naturale utilizate iarna, cu panouri solare, pentru producere de apă caldă, vara, și/sau pompe de căldură. Vorbim despre proiecte mici care, gândite într-un concept de producere distribuită, pot însuma cantități importante de energie. O altă opțiune de mix este biomasă și / sau deșeuri, plus panouri solare electrice și termice, plus pompe de căldură.

În sectorul industrial se pot gândi soluții similare, de exemplu în producția berii, unde avem deșeuri din care se poate produce biogaz, pentru ca acesta să fie utilizat împreună cu gazele naturale. De asemenea, în câteva regiuni din România avem un potențial geotermal care poate fi integrat cu utilizarea gazelor naturale.

În toate aceste exemple, ne folosim de faptul că gazele naturale prezintă randamente foarte bune de utilizare și sunt atât o soluție de echilibrare, cât și una de back-up. Soluțiile Kawasaki sunt puternic complementare cu toate soluțiile de producție a energiei electrice din surse regenerabile.

Pentru a susține implementarea de noi tehnologii de producere a energiei electrice și căldurii este esențial ca în România să se adopte o nouă schemă de sprijin financiar pentru cogenerare. Mai ales în sectorul alimentării centralizate cu energie termică, va fi dificil să fie dezvoltate proiecte relevante. M-aș bucura ca această schemă să fie gândită pentru a stimula investițiile și nu pentru acoperirea costurilor de exploatare, de cele mai multe ori exagerat de mari. De asemenea, o asemenea schemă ar trebui să se aplice nu pe o perioadă mare, de peste 10 ani, ci pe o perioadă bazată pe un număr de ore de funcționare a unei tehnologii, adică mai aproape de modul în care se construiesc proiectele comerciale, pe un interval de 5-7 ani, poate.

_____________________________________________

Articolul a apărut inițial în numărul din septembrie 2021 al Energynomics Magazine.

Dacă vrei să primești prin curier revista Energynomics, în format tipărit sau electronic, scrie-ne la adresa office [at] energynomics.ro, pentru a te include în lista de distribuție. Toate numerele anterioare sunt accesibile AICI, în format electronic.