Context
Poluarea și schimbările climatice generate de emisiile de gaze cu efect de seră (GES) reprezintă amenințări serioase, iar statele din întreaga lume, în special cele din Uniunea Europeană (UE), iau măsuri continue pentru reducerea acestor emisii. La nivelul UE, ne-am asumat îndeplinirea “Pactului Verde European” (Green Deal), prin care, până în 2050, trebuie să ajungem la nivelul de 0 emisii nete de GES. Pentru atingerea acestui obiectiv, trebuie acordată o atenție deosebită sectorului energetic, care are un potențial enorm de reducere a emisiilor de GES. Astfel, UE urmează să actualizeze obiectivul privind energia provenită din surse regenerabile de la 32% la 42,5% din totalul energiei electrice utilizate la nivelul UE, țintă care trebuie să fie atinsă până în 2030. Prin urmare, se va înregistra o accelerare a instalării capacităților de generare din surse regenerabile de energie, iar mecanismele de piață trebuie adaptate pentru a facilita aceste investiții. În acest context, este important să fie cunoscut modul în care sunt repartizate costurile generării energiei electrice din surse regenerabile în funcție de regiune, de mediul economic, de cel legislativ și de alți factori. Prin analiza acestor costuri, se pot trage concluzii valoroase în ceea ce privește situația actuală și măsurile care trebuie adoptate pentru susținerea investițiilor în regenerabile.
Levelized cost of electricity (LCOE)
Levelized cost of electricity (LCOE) sau costul de generare a energiei electrice reprezintă, din punct de vedere matematic, raportul dintre toate costurile asociate centralei, pentru întreaga durată de viață, și cantitatea totală de energie electrică generată de aceasta. Cu alte cuvinte, LCOE este costul plătit pentru obținerea unei unități de energie electrică (kWh sau MWh). Prin urmare, cu cât LCOE are o valoare mai redusă, cu atât tehnologia respectivă este mai atractivă pentru investitori, deoarece, pentru a face profit, LCOE trebuie să fie mai mic decât prețul de vânzare al energiei electrice. Acest indicator este deseori folosit pentru a evalua viabilitatea economică a proiectelor de investiție și pentru a compara, din punct de vedere financiar, diferite tehnologii de generare.
În Figura 1 este prezentat costul de generare a energiei electrice la nivel mondial pentru diferite surse regenerabile. Cu toate acestea, valorile pentru LCOE pot varia considerabil, atât în funcție de specificul tehnic al proiectului, cât și de regiunea în care urmează să fie realizată investiția. Pentru o înțelegere clară a modului de formare a costului de generare a energiei electrice, în continuare sunt prezentate principalele categorii de costuri care intră în componența acestuia.
Costul de instalare
Costurile totale de instalare reprezintă costurile asociate instalării și punerii în funcțiune a unei capacități energetice. În această categorie se încadrează: costul echipamentelor, costurile de construcție, costurile de logistică, costurile de proiectare și inginerie și costurile de punere în funcțiune.
În ceea ce privește parcurile fotovoltaice, costul total de instalare era, în 2021, 857 USD/kW, în scădere cu 81% față de valoarea din 2010 [1]. Principalele motive care au condus la această scădere a costurilor de instalare sunt: optimizarea proceselor de construcție, reducerea costurilor asociate forței de muncă și creșterea puterii ce poate fi instalată pe m2. În 2021, costurile medii de instalare ale instalațiilor fotovoltaice la nivel comercial au variat între 590 USD/kW, în India, și 1695 USD/kW, în Federația Rusă [1]. În ceea ce privește România, costurile de instalare pentru această tehnologie s-au situat sub media globală – 735 USD/kW [1].
De asemenea, costul de instalare mediu la nivel mondial al centralelor eoliene onshore era, în 2021, 1.325 USD/kW, cu 74% mai mic decât în 1984 [1]. Regiunile cu cel mai mare cost de instalare sunt Africa, America de Sud (exceptând Brazilia), Europa și America Centrală, iar țările cu cel mai redus cost de instalare sunt China, Brazilia și India [1].
Comparativ cu cele de pe uscat, centralele eoliene offshore au un cost de instalare mai ridicat, ca urmare a complexității instalațiilor, condițiilor de mediu severe, care impun utilizarea unor materiale speciale, instalării parcurilor eoliene la anumite distanțe față de țărm și la anumite adâncimi etc. În schimb, parcurile eoliene offshore pot fi construite pentru capacități mai mari decât în cazul celor de pe uscat, datorită vitezei ridicate vântului și a generării mai stabile a turbinelor eoliene. În ceea ce privește costurile, această tehnologie a cunoscut diferite trenduri, însă, din 2015, costul total de instalare a scăzut de la 5.250 USD/kW la 2.858 USD/kW, în 2021 [1]. Cea mai mare parte a costului, între 33% și 43%, este reprezentată de turbină și structura eolienei, în timp ce 8% – 19% este destinat pentru instalare, 14% – 22% pentru fundație, 8% – 24% pentru racordarea la rețeaua electrică, 2% – 7% pentru dezvoltarea proiectului și 10% – 14% pentru cheltuieli neprevăzute [1].
În cazul hidrocentralelor, costul de instalare poate varia semnificativ în funcție de capacitatea unității de generare, determinată de căderea de apă și de tipul constructiv, pe firul apei, cu acumulare prin pompaj, cu lac de acumulare sau cu caverne pentru acumularea apei. Între 2010 și 2021, costul mediu de instalare pentru hidrocentralele de mari dimensiuni (>10 MW) a crescut de la 1.291 USD/kW la 2.135 USD/kW, iar pentru cele de mici dimensiuni (<10 MW), a crescut de la 1.388 USD/kW la 2.000 USD/kW [1]. Aceste creșteri s-au înregistrat ca urmare a faptului că, în ultima perioadă, hidrocentralele au fost construite în condiții mai costisitoare: locație greu accesibilă, rețea electrică îndepărtată și insuficient dezvoltată pentru evacuarea puterii generate etc.
Pe de altă parte, deși costurile de instalare sunt semnificative, costul total al generării energiei electrice din surse hidro are valori atractive, situând această tehnologie printre cele mai ieftine surse de generare a energiei electrice. Mai mult, în ceea ce privește România, există numeroase proiecte de hidrocentrale în diverse stadii de dezvoltare, pentru care mare parte din costul de instalare deja s-a suportat. Astfel, este important ca ele să fie finalizate și să se înceapă livrarea de energie electrică generată din surse curate.
În Tabelul 1 sunt reprezentate costurile totale de instalare pentru diferite tehnologii de generare și pentru diferite regiuni la nivelul anului 2021.
Costul capitalului
Costul capitalului (cost of capital) reprezintă costul plătit pentru finanțarea activităților prin intermediul capitalului propriu (acțiuni) sau al capitalului împrumutat (împrumuturi bancare). Acesta include toate costurile asociate cu obținerea de capital, precum dobânzile la împrumuturi sau costurile de emisiune pentru acțiuni. Astfel, costul de capital variază semnificativ în funcție de regiune și este puternic influențat de gradul de risc al investiției și de predictibilitatea economică și legislativă a țării. Costul de capital al investițiilor realizate între 2020 și 2021 a variat de la 1,1 %, pentru centrale eoliene onshore în Germania, până la 12 %, pentru parcuri fotovoltaice și centrale eoliene onshore în Ucraina [2].
În Tabelul 2 este reprezentată cota din totalul costurilor care îi revine costului de capital pentru investiții în parcuri fotovoltaice, centrale eoliene onshore și offshore în diferite regiuni.
Astfel, se poate observa că regiunile cu cele mai mari costuri de capital sunt cele unde nu există încă o maturitate a pieței sau în care predictibilitatea pieței și cea legislativă au un nivel scăzut. Există însă mecanisme de securizare a veniturilor pe termen lung prin care beneficiarii pot accesa finanțare în condiții acceptabile, deoarece aduc garanția amortizării investiției. O analiză IRENA [2] prezintă gradul de utilizare a diferitelor opțiuni de securizare a veniturilor pentru investiții în surse regenerabile de energie:
- 43 % din investițiile finanțate prin aceste mecanisme utilizează Power Purchase Agreements (PPA);
- 22 % utilizează Feed-in-Tariff (tarife stabilite pentru perioade lungi de timp pentru preluarea în rețea a energiei electrice generate din surse regenerabile);
- 14 % utilizează contracte pentru diferență (CfD);
- 10 % utilizează scheme de tarife preferențiale;
- 10 % utilizează certificate de energie din surse regenerabile.
Costul de operare și mentenanță
Costul de operare și mentenanță (O&M) reprezintă cheltuielile asociate cu funcționarea și întreținerea continuă a instalației pe parcursul ciclului său de viață.
Nivelul mediu al costurilor de operare și mentenanță pentru parcurile fotovoltaice era, în 2021, de circa 14,1 USD/kW anual, în scădere cu 48 % față de nivelul din 2010, în timp ce, în Europa, costurile O&M erau de aproximativ 10 USD/kW anual [1]. Această reducere se datorează, în special, creșterii puterii instalate pe unitatea de suprafață, dar și automatizării și digitalizării proceselor, precum verificarea modulelor folosind drone, analiza datelor în scopul preîntâmpinării avariilor, mentenanță preventivă etc.
Centralele eoliene onshore au cunoscut, de asemenea, o scădere a costurilor O&M, ca urmare a maturizării pieței și a acumulării experienței în operarea acestor instalații. La nivel european, între anii 2016 – 2018, costurile O&M asociate centralelor eoliene onshore s-au încadrat între 33 USD/kW anual, în Danemarca, și 56 USD/kW anual, în Germania [1].
Pe de altă parte, centralele eoliene offshore au costuri O&M semnificativ mai mari, ca urmare a costurilor ridicate de acces până la centrale, a condițiilor de mediu ce influențează intervențiile asupra lucrărilor și a nevoii de personal specializat. În 2018, costurile O&M la nivel mondial au variat între 70 USD/kW anual și 129 USD/kW anual, cele mai mici fiind înregistrate în Europa și China, pentru parcurile situate relativ aproape de țărm [1].
În cazul hidrocentralelor, valorile costurilor O&M sunt cuprinse între 20 USD/kW anual și 60 USD/kW anual. În medie, hidrocentralele mari (>10 MW) au costuri O&M de circa 24 USD/kW anual, iar cele mici (<10 MW), între 24 USD/kW anual și 80 USD/kW anual [1]. În general, o parte din aceste costuri este destinată recondiționării periodice a echipamentelor mecanice și electrice, însă nu sunt incluse costurile de retehnologizare, care cuprind înlocuirea componentelor principale ale instalației.
Perspective
Prin urmare, o înțelegere corectă a modului de formare a prețului energiei electrice și a factorilor care influențează diferitele categorii de costuri este esențială pentru adoptarea unor soluții eficiente de piață, prin care să fie stimulate investițiile în noi capacități de generare a energiei electrice fără emisii de GES.
Datele culese din diferite analize și expuse în acest raport indică fragilitatea poziției României și a altor state din regiune în ceea ce privește competitivitatea investițiilor în generarea energiei electrice din surse regenerabile. Tranziția energetică necesită investiții majore, atât în surse de generare cu emisii reduse de GES și în infrastructura energetică destinată transportului și distribuției energiei electrice, cât și capacități de stocare și de flexibilizare a rețelei. Predictibilitatea pieței este un aspect important, care, în prezent, blochează demararea investițiilor importante în sectorul energetic. Astfel, mediul legislativ trebuie să ia măsuri pentru a facilita mecanisme de securizare pe termen lung a veniturilor, ceea ce ar duce, pe lângă creșterea apetitului investitorilor, la decuplarea prețului energiei electrice de prețul din piețele spot, caracterizat, în principal, de prețul combustibililor fosili.
