Інвестування у проекти зеленої енергетики в Румунії

share

Експерти з Dentons Bucharest підготували огляд відновлюваної енергетики в Румунії, включаючи загальну інформацію про електроенергетичний сектор, національну стратегію та можливості компаній щодо інвестування в проекти відновлюваної енергетики країни.

Огляд структури ринку електроенергії

Коротко румунський ринок електроенергії можна описати в такий спосіб. Виробники використовують різні джерела для генерації електроенергії (наприклад, викопне паливо чи джерела з низьким вмістом вуглецю). Переважна більшість виробників електроенергії знаходяться в державній власності. Потім електрика подається в національну мережу. Transelectrica є єдиним оператором системи передачі, і компанії доручено підтримувати постійний баланс між виробництвом електроенергії та споживанням. Transelectrica - акціонерне товариство, контрольний пакет акцій якого належить румунській державі. 

Розподільники електроенергії керують місцевими розподільчими мережами і транспортують електроенергію кінцевим споживачам. В даний час в Румунії діють вісім операторів розподілу, п'ять з яких були приватизовані румунською державою. 

У свою чергу, постачальники купують електроенергію у виробників або у інших постачальників, яку вони продають кінцевим споживачам на підставі договорів поставки, які укладаються як на роздрібному, так і на оптовому ринках. 

Підсумовуючи вищевикладене, учасниками ринку електроенергії є: 

  • виробники
  • оператори розподілу
  • Transelectrica
  • постачальники
  • оператор ринку електроенергії ( «OPCOM»).

Таким чином, ринок енергії є базовою структурою, в якій торгівля електроенергією і супутніми послугами здійснюється між вищевказаними учасниками. Всі учасники мають ліцензію Управління з регулювання енергетики Румунії («ANRE») і йдуть його керівним принципам. 

Операції з електроенергією здійснюються на оптовому ринку, керованому OPCOM, в прозорому, публічному, централізованому і недискримінаційний порядку. Додаткові подробиці описані в розділі IV нижче.

Участь в будь-якому сегменті ринку електроенергії підлягає реєстрації та дотримання чинних технічних і правових норм. 

Національна енергетична стратегія 

4 жовтня 2021 року уряд Румунії затвердив Національний план в області енергетики і зміни клімату ( «PNIESC»).  

Відповідно до пакету «EU Fit for 55», PNIESC повинен детально описати реформи і політику, націлені на декарбонізацію енергетичної системи шляхом заохочення інвестицій в відновлювані джерела енергії і технології, а також енергоефективність, які сприяють "зеленому переходу". 

Європейська комісія рекомендувала, щоб відновлювані джерела енергії становили 34 відсотки енергобалансу до 2030 року. Мета румунського уряду для цього встановлена на рівні 30,7 відсотка до 2030 року, що відповідає введенню в експлуатацію додаткових відновлюваних потужностей потужністю 7 ГВт. Відзначимо, що в 2020 році відновлювані джерела енергії становили 16 відсотків від енергобалансу.  

Ця мета може бути досягнута за рахунок:  

  • Модернізації мережі, щоб забезпечити підключення нових потужностей, а також нових систем зберігання енергії
  • Розвитку та експлуатації більшої кількості систем зберігання енергії
  • Використання технологій майбутнього, в основному водневих
  • Впровадження системи «розумних мереж»
  • Розвиток існуючої мережевої інфраструктури з позитивним впливом на поліпшення доступу відновлюваних джерел енергії до мережі. 

З фінансової точки зору передбачається, що румунська влада буде використовувати кошти, доступні в рамках Національного плану відновлення і стійкості Румунії («PNRR»), який нещодавно був схвалений ЄС. Крім того, доходи, одержувані від механізмів EU-ETS і структурних фондів ЄС, також призначені для стимулювання розробки та введення в експлуатацію проектів відновлюваної енергетики.

Що стосується енергоефективності, Румунія має намір скоротити споживання електроенергії і заохочувати використання відновлюваних джерел у відповідних секторах, таких як опалення, охолодження, транспорт і т.д. Таким чином, Румунія прагне досягти до 2030 року первинного споживання електроенергії в розмірі 32,3 Мтне і кінцевого споживання 25,7 Мтне, при цьому економія енергії становить 45,1 відсотка для первинного споживання і 40,4 відсотка для кінцевого споживання енергії. 

Доступні схеми підтримки ВДЕ

Проекти відновлюваної енергії, введені в експлуатацію до 31 грудня 2016 року, отримали вигоду від схеми підтримки, заснованої на зелених сертифікатах. Завдяки цьому механізму виробники енергії були сертифіковані ANRE, і кожен місяць вони отримують зелені сертифікати («ЗС»), тобто товар, що видається відповідно до джерела (наприклад, сонячна енергія, вітер, біомаса, гідроенергетика), вироблений і доставлений в мережу. 

Фактично, до 2013 року виробник електроенергії з сонця буде отримувати шість ЗС на кожну мегават-годину енергії, що поставляється в мережу. Завдяки цій щедрій схемі підтримки різко збільшилися інвестиції в проекти відновлюваних джерел енергії, в основному в секторах вітрової та сонячної енергії. 

В даний час для проектів відновлюваної енергетики, введених в експлуатацію до 31 грудня 2016 р ЗС надаються наступним чином: 

  • 1,5 ЗС до 2017 р і 0,75 ЗС з 2018 року на кожну 1 МВт*год, поставлену в мережу вітровими електростанціями 
  • 2,3 ЗС на кожну 1 МВт*год, поставлену в мережу, якщо станції нові, або 2 ЗС на кожну МВт*год, що доставляється в мережу, якщо електростанції модернізуються, гідроелектростанціями із загальною встановленою потужністю не менше 10 МВт 
  • 2 ЗС на кожну 1 МВт*год, поставлену в мережу геотермальними електростанціями, електростанціями на біомасі, біогазі та біорідинах 
  • 3 ЗС на кожну 1 МВт*год, передана в мережу сонячними електростанціями 
  • 1 ЗС на кожну 1 МВт*год, доставлений в мережу електростанціями, що використовують зброджуваний газ. 

Відповідно до поправки до Закону 220/2008 про просування електроенергії з відновлюваних джерел ( «Закон 220»), торгівля зеленими сертифікатами була припинена для певних технологій в період з 1 липня 2013 року до 31 березня 2017 року, в той час як для сонячної енергії зупинка залишалася до 31 грудня 2020 р а саме:

  • одним зеленим сертифікатом для вітрових електростанцій
  • одним зеленим сертифікатом для гідроелектростанцій із загальною встановленою потужністю не менше 10 МВт
  • двома ЗС для сонячних електростанцій

Станом на 1 січня 2021 року вищевказані призупинені зелені сертифікати торгуватися не будуть. 

Відбудеться відновлення призупинених зелених сертифікатів для вітру і гідроенергетики не менше 10 МВт з 1 січня 2018 по 31 грудня 2025 року.  Для сонця сертифікати можуть бути відновлені в період з 1 січня 2021 року по 31 грудня 2030 року. 

Як працює схема підтримки? 

Відповідно до положень Закону 220, постачальники енергії і певні виробники повинні щорічно купувати зелені сертифікати, які дорівнюють значенню обов'язкової квоти для отримання зелених сертифікатів, встановленої ANRE на відповідний рік, помноженої на загальну кількість МВт. 

На 2020 рік обов'язкова квота ЗС становить 0,45061 зелених сертифікатів на МВт*год, а обов'язкова розрахункова річна квота на придбання зелених сертифікатів на 2021 рік була встановлена в розмірі 0,4505 ЗС на МВт*год. 

Термін дії схеми підтримки

Механізм підтримки застосовується до відновлюваних електростанцій, які були акредитовані ANRE до 31 грудня 2016 року в такий спосіб: 

  • 15 років для електростанцій, що використовують нове обладнання
  • 10 років для відремонтованих гідроелектростанцій з встановленою потужністю до 10 МВт
  • Сім років для вітрових електростанцій, що використовують старе обладнання, якщо вони встановлені в ізольованих районах або якщо введені в експлуатацію до набрання чинності Законом про відновлювані джерела енергії
  • Три роки для гідроелектростанцій, що не були модернізовані, з встановленою потужністю до 10 МВт.

 

Ринок зелених сертифікатів

Зелені сертифікати можуть продаватися тільки на централізованих ринках, керованих OPCOM, прозорим і недискримінаційним чином між операторами, які повинні придбавати зелені сертифікати. Централізованими ринками, якими управляє OPCOM, є: 

  • Централізований анонімний спотовий ринок для зелених сертифікатів
  • Централізований ринок зелених сертифікатів
  • Централізований ринок електроенергії з відновлюваних джерел енергії, підтримуваний екологічними сертифікатами, де електроенергія, вироблена з відновлюваних джерел, і відповідні ЗС торгуються разом.

Тільки виробникам дозволено продавати зелені сертифікати, і один зелений сертифікат може становити об'єкт однієї угоди.

Згідно з положеннями Закону 220, до 2032 року мінімальна ціна за зелений сертифікат становитиме 29,40 євро, а максимальна ціна - 35 євро в леях за середнім обмінним курсом, встановленим Національним банком Румунії на останній місяць попереднього року. 

Проекти, введені в експлуатацію після 31 грудня 2016 року, не підпадають під будь-яку схему підтримки, а це означає, що ці виробники відновлюваної енергії можуть продавати свою електроенергію тільки на ринках OPCOM. 

Як наслідок, необхідно ввести нову схему підтримки на основі «контрактів на різницю» («CfD»). 

Найбільш важливою перевагою схеми CfD є захист виробників електроенергії від коливань оптових цін. Механізм гарантує страйкових ціну і збільшує платежі, коли оптова ціна падає нижче цієї суми, і навпаки. 

Зв'язок між встановленням схеми CfD і новими інвестиціями в сектор відновлюваної енергетики був підкреслений в розділі PNRR, присвяченому «зеленому» переходу. 

Уряд Румунії схвалив меморандум про CfD, але для цілей державної допомоги остаточну пропозицію повинно бути схвалено Європейською Комісією.  

Схема підтримки CfD, як очікується, буде застосовна через 24 місяці і повинна застосовуватися до наступного: 

  • Нові об'єкти з використанням ядерних технологій
  • Технології відновлюваних ресурсів
  • Уловлювання і зберігання вуглецю, а також технологія уловлювання та використання вуглецю для  потужності з вироблення електроенергії на основі викопного палива, коли вони стануть комерційними  життєздатними.

 

Корпоративні PPA 

Як згадувалося вище, виробники електроенергії можуть укладати угоди про купівлю електроенергії (PPA) тільки з використанням ринків OPCOM таким чином, який є прозорим, публічним, централізованим і недискримінаційний. Винятками з цього правила є такі: 

  • Учасники, які об'єднують різні джерела виробництва, можуть укладати неринкові двосторонні угоди з власниками відповідних енергетичних об'єктів.
  • Виробники та / або державні органи, які володіють об'єктами відновлюваної генерації з встановленою потужністю не менше 3 МВт / виробник, можуть укладати PPA з постачальниками кінцевих споживачів щодо продажу електроенергії та / або зелених сертифікатів.

Оптовий ринок, керований OPCOM, складається з наступних компонентів: 

  • ринок на добу вперед
  • внутрішньодобовий ринок
  • ринок з подвійними безперервними переговорами по контрактам на електроенергію (PC - OTC)
  • централізований ринок двосторонніх договорів з механізмом розширених аукціонів (CMBC) за допомогою: (i) розширеного аукціону (PCCB - LE), (ii) безперервних переговорів (PCCB NC) або (iii) угод про переробку палива (PCCB - PC)
  • ринок для великих споживачів (PMC)
  • Централізований ринок універсальних послуг (PCSU)
  • Централізований ринок для укладення договорів на електроенергію на довгострокові поставки (PCTL).

Таким чином, румунські виробники електроенергії не можуть укладати PPA поза ринком, наприклад, в результаті прямих переговорів з вільно обраним покупцем. Крім того, виробники повинні продавати електроенергію на ринках OPCOM будь-якому зацікавленому постачальнику, трейдеру або кінцевому споживачеві (зареєстрованому на ринку), який може купити її на ринкових умовах і за переважаючою ринковою ціною у відповідний час.  

Примітно, що навіть якщо PPA можуть бути укладені на короткострокову, середньострокову або довгострокову перспективу, на практиці споживачі не хочуть купувати електроенергію на довгостроковій основі. Таким чином, відсутність довгострокових PPA вплинула на інвестиції у відновлювані потужності, оскільки банки стали неохоче фінансувати їх через відсутність довгострокових угод, які гарантують стабільність доходів. 

Очікувані зміни щодо укладення PPA 

Для усунення цих бар'єрів уряд Румунії видав Постанову про надзвичайний стан № 74/2020 ( «GEO 74/2020»). 

У GEO 74/2020 йдеться про те, що як виняток до вищевказаних правил, виробникам електроенергії дозволено укладати двосторонні PPA поза OPCOM, за договірними цінами, тільки по відношенню до електроенергії, що виробляється на потужностях, введених в експлуатацію після 1 червня 2020 р  

Навіть якщо GEO 74/2020 має юридичні наслідки з моменту публікації в Офіційному журналі (середина 2020 г.), він все одно повинен бути ухвалений парламентом Румунії і стати законом. Учасники ринку очікують на ці зміни, тому що стабільність довгострокових PPA має вирішальне значення для їх фінансової стійкості, оскільки нові проекти в галузі відновлюваних джерел енергії відчувають труднощі з доступом до фінансування для свого розвитку. 

Інвестиційна привабливість 

Румунія має привабливі довгострокові перспективи зростання і активно прагне залучити іноземні інвестиції. За останні п'ять років у країни була найбільш швидкозростаюча економіка в регіоні, і урядові програми спрямовані на те, щоб вивести економіку на шлях стабільного зростання. 

Хоча економіка Румунії постраждала від пандемії COVID-19, вона скоротилася всього на 3,9 відсотка, що нижче рівня, зареєстрованого в єврозоні (-6,6 відсотка). Більш того, в першому триместрі 2021 року, економіка виросла на 2,8 відсотка в порівнянні з останнім триместром 2020 року. Ринок праці має стабільну тенденцію: рівень зайнятості перевищує 70 відсотків, а рівень безробіття досяг 5 відсотків. 

Згідно з прогнозом Національної комісії зі стратегії та прогнозування, повне повернення економічної активності очікується з передбачуваним зростанням ВВП на 5 відсотків, а потім середньою швидкістю 4,9 відсотка до 2024 року.

Офшорний вітер

Це економічне зростання призводить до більш високого попиту і більш високих ціна на електроенергію. З цієї точки зору Румунія є другим за величиною національним виробником газу в ЄС, в той час як ініціативи і розробки в Чорному морі можуть розширити використання енергетичних ресурсів. 

У зв'язку зі значним потенціалом відновлюваних джерел енергії на шельфі Румунія ініціювала проект закону про необхідні заходи щодо здійснення операцій з використання морської енергії вітру. Законопроект в даний час знаходиться на розгляді в Палаті депутатів. Згідно з його положеннями, ліцензії на здійснення морських вітроенергетичних проектів будуть видаватися Міністерством економіки, енергетики і ділового середовища («MEEMA») на основі тендерної процедури або на основі процедури прямого ліцензування, яка застосовується до суб'єктів, які можуть довести фінансові та технічні можливості для розробки конкретного проекту . 

Морські вітроенергетичні проекти, створені відповідно до процедури прямого ліцензування і після підключення до мережі, мають право на отримання премії в розмірі не більше 0,025 євро за кВт*год понад ринкову ціну на електроенергію, але з максимальним значенням 0,060 євро за кВт*год. Премія також буде знижена, якщо ринкова ціна на електроенергію перевищить 0,035 євро за кВт*год. 

Крім премії, буде виплачена компенсація в розмірі 0,020 євро / кВт*год для балансування витрат протягом 20 років з моменту підключення відповідного проекту до мережі. 

Девелопмент проектів поновлюваних джерел енергії 

Розвиток відновлюваних джерел енергії в Румунії було заохочено Законом 220. Після першої хвилі розвитку в даний час встановлені потужності вітроенергетики в розмірі 3000 МВт і фотоелектричної енергії приблизно в 1400 МВт. Країна досягла поставленої мети: 24% споживаної енергії припадає на енергію з відновлюваних джерел.  

З 31 грудня 2016 року схема підтримки зелених сертифікатів недоступна для нових проектів, а це означає, що інтерес до розвитку нових об'єктів відновлюваної енергії дещо знизився.  

На 20-30 рік Румунія запропонувала амбітний план по досягненню квоти в 30,7 відсотка споживання з відновлюваних джерел енергії. Досягнення цієї мети відповідає введенню в експлуатацію додаткових 7 ГВт відновлюваних джерел енергії в мережу. 

Є ознаки збільшення кількості вітрових і фотоелектричних проектів за рахунок нових інвестицій. І заміна існуючих великих генеруючих активів, а також об'єктів, що стимулюють просьюмерів. Отже, схеми підтримки держави повинні бути реалізовані.

PNRR передбачає необхідність проведення реформ для прискорення розвитку відновлюваних джерел енергії з орієнтовним бюджетом в 200 мільйонів євро, які будуть витрачені на: 

  • перегляд структури ринку електроенергії Румунії
  • оновлення плану розвитку мережі передачі з метою інтеграції нових відновлюваних потужностей
  • заходи по заміні вугілля в енергобалансі до 2032 року
  • фінансування для нових проектів відновлюваної енергії.

Крім того, в рамках більш масштабної реформи (цифровізація і перехід на ВДЕ) фінансування з Фонду модернізації та Фонду справедливого переходу (щодо шести округів Румунії) також будуть доступними. 

Розвиток нових технологій 

Румунія має намір розробити пілотні проекти з використанням технологій майбутнього - газу / водню разом з інноваційними рішеннями для зберігання енергії для скорочення викидів парникових газів. Румунія підписала Водневу ініціативу в 2018 році, тим самим зобов'язавшись продовжувати дослідження та інновації у використанні водню як джерела електроенергії. 

Румунія має намір розробити національну водневу стратегію в якості важливого кроку в забезпеченні зеленого переходу, на підставі якої буде прийнято законодавство, необхідне для інвестицій в цій галузі. Згідно PNRR, в кінці 2021 року мають з'явитися перші попередні версії цієї стратегії, на підставі яких влада почне реалізацію пілотних проектів з просування використання водню у виробництві електроенергії і в промисловому секторі. 

Основні проблеми, з якими стикаються інвестори при виході на ринок 

Розвиток сектору відновлюваної енергетики лежить в основі прискореного зеленого переходу. Цей процес дає безліч інвестиційних можливостей для заміни старих генеруючих потужностей і впровадження нових технологій з метою створення сталого енергетичного ринку з адекватними витратами суспільства. 

Як згадувалося вище, Румунія поставила перед собою дуже амбітну мету - забезпечити частку в 30,7 відсотка відновлюваних джерел енергії в структурі енергетики до 2030 року. 

У даний час однією з найбільш серйозних проблем є тривалість процедури авторизації, особливо підключення до мережі (що може зайняти значний час, особливо в районах Добруджі і Молдови, де мережа перевантажена). Повний дозвіл для проекту може зайняти близько 24 місяців. 

Стан мережі, особливо в районі Добруджі, де мережа не дозволяє підключатися до мережі без попередніх робіт з реконструкції, є аспектом, який слід брати до уваги. Проте, різні роботи з реконструкції ведуться, і необхідність в модернізації мережі вказана в PNRR. На цій основі будуть доступні різні засоби. 

Крім того, навіть якщо уряд Румунії прийняв GEO 74/2020 з метою усунення невиправданих бар'єрів при укладанні двосторонніх PPA за межами ринків OPCOM, цей нормативний акт все ще знаходиться на розгляді парламенту. Поряд з вирішенням питання PPA, подальші інвестиції вимагають схеми підтримки проектів відновлюваної енергетики, введених в експлуатацію після 1 січня 2017 року. У зв'язку з цим уряд Румунії прийняв меморандум щодо контрактів на різницю, але конкретний механізм ще не запроваджено. Згодом для цілей державної допомоги все ще буде потрібно схвалення Європейської комісії. 

Ви також можете завантажити цей матеріал у вигляді PDF-презентації тут: https://cutt.ly/DRi8PpA