BusinessMagazin

Tag: ZF Energie

  • Christina Verchere, CEO al OMV Petrom: Tranziţia nu se va produce peste noapte, aşa că până în 2030 vom vedea în continuare o cerere solidă pentru combustibili tradiţionali. Gazele naturale vor continua să joace un rol semnificativ

    ♦ OMV Petrom intră în cea mai intensă fază de investiţii din istoria sa, cu un buget estimat pentru următorii trei ani de zile la circa 8 mld. lei, o dublare faţă de fondurile alocate anual în perioada 2017-2021 ♦ De la gazul din Marea Neagră, proiecte de energie verde, mobilitate electrică până la hidrogen, totate sunt pe radarul OMV Petrom în contextul în care tranziţia energetică nu mai este o temă de dezbatere, ci o certitudine. Singurul lucru care poate varia este ritmul acestei schimbări, dar ca potenţial, în acest nou context, România pare a avea toate cărţile în mână. Cum le va juca? Aceasta poate fi singura necunoscută şi provocare.

    OMV Petrom a anunţat recent un profit net de 1,4 mld. lei pentru T1/2024, în scădere cu 6% faţă de aceeaşi perioadă a anului precedent, şi afaceri de 8,5 mld. lei, mai mici cu 10%.

    Într-un interviu realizat special pentru noua ediţie a anuarului ZF Energie, Christina Verchere, CEO-ul OMV Petrom, vorbeşte despre strategia de dezvoltare a companiei în perioada în care investiţiile grupului ajung la un nivel istoric, odată cu lansarea proiectului Neptun Deep din Marea Neagră.

     

    Vedem în ultimele luni o scădere puternică a preţului energiei şi gazului. Este ceva de durată? Cum poate afecta acest trend investiţiile?

    „Preţurile mărfurilor pot fi foarte volatile, fiind influenţate de dinamica cererii şi ofertei, geopolitică, progrese tehnologice, politici guvernamentale etc. În ceea ce priveşte România, în ultimele luni, am intrat într-o iarnă blândă cu niveluri foarte ridicate de gaz în depozite, poziţie bună de aprovizionare cu gaze şi, de asemenea, disponibilitate bună a capacităţilor de generare de electricitate. Toate acestea au dus la scăderea preţurilor spot. Mergând mai departe, este dificil de prezis nivelul preţurilor, totuşi estimăm ca tendinţa descendentă pe care am observat-o la sfârşitul anului 2022 şi pe tot parcursul anului 2023 să continue şi în 2024. În ceea ce priveşte cererea de gaze şi energie electrică în România, ne aşteptăm ca aceasta să fie mai mare în 2024 faţă de anii precedenţi. Pentru următorii ani, vedem o cerere solidă pentru aceste produse, aceasta fiind baza strategiei şi investiţiilor noastre.“

     

    Care sunt proiectele majore pe care le are OMV Petrom pe agendă anul acesta? Cu câţi MW în energie verde credeţi ca veţi termina anul?

    „Conform Strategiei noastre 2030, noi, la OMV Petrom, suntem pe un parcurs de transformare şi, pentru a sprijini această transformare, am intrat în cea mai intensă perioadă de investiţii din istoria companiei. Pentru perioada următoare de 3 ani, am planificat investiţii medii anuale de aproximativ 8 miliarde lei. Este mai mult decât dublu faţă de media de 3,5 miliarde de lei pentru perioada 2017-2021, înainte de a lansa Strategia 2030. Anul trecut a fost unul decisiv în ceea ce priveşte execuţia strategiei. Neptun Deep a intrat în faza de dezvoltare şi am înregistrat progrese semnificative în construirea unui portofoliu de proiecte de energie regenerabilă. Anul acesta, continuăm să implementăm strategia noastră. La Neptun Deep ne concentrăm pe activităţile de autorizare şi începerea construcţiilor în pregătirea forării primei sonde în 2025. Aşteptăm prima producţie de gaz în 2027. În ceea ce priveşte sursele regenerabile de energie, ne aşteptăm să finalizam tranzacţiile de fuziuni şi achiziţii anunţate şi să începem treptat producţia. în ceea ce priveşte mobilitatea electrică, ambiţia noastră este de a multiplica de patru ori numărul de puncte de încărcare si sa ajungem la 1.000. Pe hidrogen verde am anunţat semnarea a două contracte de finanţare prin Planul Naţional de Recuperare şi Rezilienţă pentru a construi la rafinăria Petrobrazi două unităţi de producţie de hidrogen verde, cu o capacitate totală de 55 MW. Este un plan ambiţios şi foarte captivant, va fi un 2024 încărcat şi aşteptăm cu nerăbdare să dezvoltăm toate aceste proiecte.“

     

    Anul trecut a fost primul în care la nivel de grup numărul de angajaţi a rămas relativ constant. Ţinând cont de multiplele proiecte pe care le aveţi în dezvoltare, dar şi de bugetul de investiţii record pentru următorii ani, este posibil să reluaţi recrutările?

    „Există un flux constant de nou-veniţi şi persoane care se pensionează sau urmăresc oportunităţi în afara companiei, nu avem nicio ţintă în ceea ce priveşte numărul de angajaţi. Acesta depinde de nevoile afacerii. Cu toate acestea, contextul în schimbare, evoluţiile tehnologice şi noile domenii de activitate necesită forţă de muncă calificată şi noi abilităţi de conducere.“

    „Prin urmare, avem o strategie de dezvoltare a oamenilor care acoperă domenii de la funcţional/tehnic, la afaceri, leadership, precum şi abilităţi personale. Digitalizarea joacă un rol important în călătoria noastră de dezvoltare. De asemenea, ne concentrăm pe dezvoltarea abilităţilor necesare cu liderii noştri, datorită factorului de multiplicare.“

     

    Unde vedeţi oportunităţile de consum pentru gazul care va fi extras din Marea Neagră? Pentru OMV Petrom este interesantă dezvoltarea portofoliului în direcţia identificării de consumatori (achiziţia de companii de distribuţie şi furnizare a gazului, de exemplu) sau o investiţie comună cu Romgaz pe zona de chimie?

    Neptun Deep are rezerve estimate la aproximativ 100 de miliarde de metri cubi care, odată produse, vor transforma România în cel mai mare producător de gaze din Uniunea Europeana. Anul trecut am luat decizia de investiţie, împreună cu partenerul nostru Romgaz, şi ne aşteptăm la prima producţie de gaze naturale în 2027. Vom investi împreună până la 4 miliarde de euro pentru dezvoltare, iar producţia va fi împărţită în mod egal. Totuşi, comercializarea gazelor se va face separat, fiecare dintre parteneri având propria strategie de comercializare a gazelor. Când vine vorba de cererea de gaze, va continua să reprezinte o pondere robustă în consumul de energie primară şi va începe să scadă în următorul deceniu. Odată cu scăderea producţiei actuale, în absenţa gazelor din Marea Neagră, importurile ar putea creşte la 50% până în 2030. UE rămâne un importator net de gaze cu un deficit din cauza scăderii puternice a producţiei locale şi a întreruperii furnizării de gaze ruseşti. Pentru noi, la OMV Petrom, România este o piaţă atractivă datorită proximităţii, totuşi, deoarece piaţa de gaze operează la scară europeană, explorăm activ toate opţiunile disponibile în Uniunea Europeană.

     

    Până în 2030 care sunt cele mai mari provocări pentru România, dar şi pentru regiune pe calea tranziţiei energetice?

    Procesul de tranziţie energetică a început cu ani în urmă, traiectoria lui nu mai poate fi dezbătută. Ritmul acestuia însă va depinde de dezvoltarea tehnologică, disponibilitatea finanţării, voinţa politică şi dorinţa clienţilor de a adopta noile tehnologii. Provocările vin cu oportunităţi, iar acest lucru este valabil şi pentru tranziţia energetică. Trecerea la un sistem energetic cu emisii scăzute de carbon implică implementarea pe scară largă a noilor tehnologii, modernizarea infrastructurii energetice actuale pentru a permite o pondere mai mare a surselor de energie regenerabilă şi integrarea acestora în reţea, precum şi o interconectare îmbunătăţită între statele UE. Pe lângă transformarea sectorului energetic, trebuie să luăm în considerare măsurile de utilizare a energiei în cel mai eficient mod. Banca Mondială a estimat că pentru perioada 2022– 2050 investiţiile necesare pentru ajustarea sistemului energetic, transporturilor şi clădirilor reprezintă 3% din PIB.

    România se află într-o poziţie bună pentru a valorifica tranziţia energetică, datorită mixului său energetic divers şi a rezervelor de gaze naturale. În acest context, maximizarea utilizării finanţării UE va stimula creşterea şi va decarboniza ţara. La OMV Petrom avem un plan de investiţii foarte ambiţios de 11 miliarde de euro până în 2030 şi suntem hotărâţi să ne jucăm rolul în tranziţia energetică a ţării. Pentru a permite acest lucru, este important ca România să rămână competitivă din punct de vedere normativ şi fiscal, astfel încât investitorii precum noi să poată furniza energia de care avem nevoie pentru azi şi pentru mâine.

     

    Cum poate arăta România din punct de vedere energetic la finalul anului 2030?

    Evoluţiile sunt determinate de cerere şi vedem că oamenii doresc acces neîntrerupt la surse de energie cu emisii mai mici la preţuri accesibile. Tranziţia nu se va produce peste noapte, aşa că până în 2030 vom vedea în continuare o cerere solidă pentru combustibili tradiţionali, combinată cu o cerere în creştere pentru energie regenerabilă, precum şi pentru mobilitatea electrică. Gazele naturale vor continua să joace un rol semnificativ. Cu multiple oportunităţi de utilizare, de la încălzire şi generarea de electricitate până la mobilitate, gazele naturale reprezinta o soluţie de reducere a emisiilor de carbon ale României prin trecerea de la cărbune la gaze naturale şi de a sprijini ţara în atingerea obiectivelor de mediu.

    Se aşteaptă ca sursele de energie regenerabilă, cum ar fi solară, eoliană şi hidro, să îşi continue creşterea rapidă. Progresele în tehnologie şi scăderea costurilor fac sursele regenerabile din ce în ce mai competitive.

    Mixul de generare a energiei este de aşteptat să se schimbe, determinat de o scădere a utilizării cărbunelui şi de o creştere a capacităţilor eoliene, solare şi de biomasă. Gazele naturale vor fi importante în acest mix, jucând un rol critic în compensarea volatilităţii capacităţilor regenerabile. Această energie disponibilă ar putea fi folosită în continuare în lanţul valoric al hidrogenului, având în vedere că estimăm că cererea de hidrogen va creşte semnificativ în România, mai ales în următorul deceniu, hidrogenul jucând rolul de pilon cheie al decarbonizării industriei. Eficienţa energetică merită, de asemenea, o atenţie continuă şi aici România are un potenţial mare care ar putea duce la moduri mai sustenabile de utilizare a energiei. în general, până în 2030, peisajul energetic din România ar trebui să fie mai sustenabil, mai curat, mai rezilient şi mai susţinut de inovaţie. Atingerea acestor obiective va necesita eforturi concertate din partea factorilor de decizie, a părţilor interesate din industrie şi a societăţii în ansamblu.

  • Semnal dur de la Transelectrica. George Vişan, directorul direcţiei pieţe de energie: Să nu trecem de la măsurile menite să protejeze consumatorii la cele care vizează salvarea producătorilor de energie

    ♦ Transelectrica are rolul esenţial de „dirijor“ al întregii pieţe de energie, de la producţie, la consum ♦ Anii de pandemie, criza severă declanşată de războiul din Ucraina şi planul de decarbornizare la nivel european schimbă din temelii sistemele energetice, „partiturile“ care au funcţionat timp de mai bine de un deceniu încep acum să sune fals ♦ Ce este de făcut?

    Într-un interviu realizat spe­cial pentru Dosar Energie 2030, din noua ediţie a anuarului ZF Energie, George Vişan, directorul di­recţie pieţe de energie din Transelec­trica, răspunde la unele dintre cele mai presante întrebări legate de evoluţia sectorului energetic, iar în timp ce toată lumea vorbeşte despre imensele oportu­nităţi aduse de tranziţia energetică, sem­nalul clar este că atenţia tuturor trebuie să fie mai ales spre provocările fără precedent ridicate de acest fenomen.

     

    Adesea se face referire la mixul energetic al României, la faptul că ponderea energiei verzi este mare şi deci că preţul energiei poate fi mai scăzut. Este acesta un miraj în contextul în care pieţele sunt cuplate? Mai poate România spera la preţuri de piaţă făcute intern?

    Voi începe cu ultima parte a întrebării, formulând pozitiv un răspuns negativ. Cuplarea pieţelor reprezintă, de fapt, Piaţa Internă Europeană. În prezent, aceasta este construită pe baza pieţelor spot, respectiv a pieţei intrazilnice şi a celei pentru ziua următoare, cunoscute în Europa ca Intra Day şi Day Ahead. Imaginea cuprinzând harta europeană ilustrează zone de ofertare naţionale, cuprinse în mai multe regiuni de calcul al capacităţilor de interconexiune cuplate printr-un mecanism de calcul al fluxurilor transfrontaliere şi al preţurilor energiei electrice din aceste zone de ofertare. Cu câteva excepţii, aceste zone sunt identice cu teritoriul naţional al statului respectiv.

    În ceea ce priveşte formarea unui preţ creat exclusiv pe piaţa internă, acesta este acum  mai degrabă un vis frumos, deoarece pe PZU preţul este creat la nivel european, iar în ceea ce priveşte Piaţa Intra Day se va lansa în curând, în perioada mai-iunie, me­canismul coordonat european de stabilire a preţului. Ponderea energiei verzi în Româ­nia este puţin semnificativă, având în vedere dimensiunea relativ mică a pieţei noastre în comparaţie chiar şi cu unele state cu popu­laţie mult mai puţin numeroasă. Pe măsură ce interconexiunile între sistemele energeti­ce ale statelor membre se dezvoltă, fluxuri de energie vor circula tot mai mult dinspre statele cu o capacitate foarte importantă de energie regenerabilă către pieţele cu capacitate relativă mai scăzută, sau, mai explicit, dinspre statele din regiunile Mării Nordului şi a Mării Baltice spre sud.

    Din punctul de vedere al Transelectrica, în 2030, ce capacitate suplimentară va avea România în zona de proiecte de energie verde?

    Din punctul nostru de vedere capacita­tea suplimentară este determinată de con­su­mul extrem de redus, deci noi putem in­sta­la oricât în condiţii de siguranţă şi fia­bilitate conform reglementărilor, în funcţie de condiţiile de piaţă. Instalarea unor capa­cităţi semnificative de ordinul zecilor de gigawaţi nu garantează că aceste capacităţi vor vinde tot ceea ce îşi propun, deoarece trebuie să avem în vedere că pe o piaţă internă europeană concurenţa este acerbă. Conceptul în sine de a crea un cadru unic de PPA în Europa, cu scopul încurajării producţiei de energie regenerabilă, este destul de valoros, dar trebuie să fie urmat şi de punerea în practică a acestuia. Sunt suficienţi clienţi pentru a încheia astfel de contracte cu viitorii producători în RES? Acordarea de scheme de sprijin pentru energie măsurată, ce poate depăşi în funcţie de condiţiile climatice pe cea vândută pe piaţă şi notificată în platformele de piaţă, trebuie să fie compensată de mecanisme mai riguroase de penalizare a celor care cauzează dezechilibre.

    Capacitatea reţelelor de care se face mult caz reprezintă doar o parte a ecuaţiei, dar poate nu cea mai importantă. Aşadar, insist că nu acesta este cauza principală a unei eventuale limitări a instalării de surse regenerabile de energie (RES). Preţul de vânzare, modelul de business, vânzarea propriu-zisă, echilibrarea producătorilor în cadrul PRE din care fac parte, concurenţa energiilor din alte sisteme energetice euro­pene, necorelarea la nivel european a sche­melor de sprijin ce distorsionează piaţa, influxul masiv al energiilor offshore din alte bazine decât al Marii Negre, creşterea eficienţei energetice, cât şi electrificarea economiei sunt alţi numeroşi factori ai ecuaţiei. Ceea ce pot afirma este că planul pe care România îl are de instalare a 10.000 MW până în anul 2030 este perfect fezabil din punctul nostru de vedere. Dar atenţie, trebuie să fim conştienţi că transformarea Dobrogei în producătorul major al energiei în România va influenţa major fluxurile de energie la nivel regional, având în vedere că necesarul de consum în regiune este limitat. Chiar şi în condiţiile în care vom realiza evacuarea spre vestul ţării, cu speranţa de a vinde pe pieţele cuplate, modelul de business al producătorilor trebuie cu atenţie ales.

    Vrem să menţinem un mix mai echilibrat de energie? Atunci, din perspectiva pieţei, este important să vedem dacă reforma pieţei de energie promovată de Uniune este suficientă din perspectiva României sau reprezintă doar un patch de moment.

    Ce alte tehnologii trebuie să se dezvolte în acelaşi ritm sau chiar mai repede astfel încât sa fie asigurat caracterul de producţie în bandă?

    Producţia în bandă este încă o preocupare importantă pentru operatorii de sistem, dar mă tem că va rămâne în istorie ca mod de producţie clasic. Statele trebuie să îşi asume cu fermitate menţinerea businessului în limite rezonabile de sustenabilitate financiară pentru producători, pentru a evita trecerea de la o extremă la alta, respectiv de la o piaţă extrem de scumpă, aşa cum a fost în anii 2021 şi 2022, la preţuri la care producţia de energie electrică devine nerentabilă. înţeleg preocuparea pentru o energie cu preţ accesibil, însă preţuri care tind spre zero sau devin negative fac afacerea cu energie electrică nesustenabilă pentru producătorii care nu beneficiază de scheme de sprijin.

    Inclusiv unor mari producători cu mix de energie diversificat în portofoliu le va fi dificil  să reziste în aceste condiţii economice. De la conferinţa dumneavoastră de anul acesta ZF Power Summit 2024, am remarcat o creştere a interesului pentru ideea pe care am promovat-o, anume că stocarea devine tot mai mult un business stand alone, idee care este tot mai îmbrăţişată. Totuşi, tehnologiile de stocare trebuie diversificate, iar direcţia pe care o văd venind de la cercurile de decizie ale Uniunii Europene de a evita promovarea energiei hidroelectrice cu baraje de acumulare este defectuoasă ca atare, dacă se concretizează şi este potenţial în detrimentul stocării pentru mari capacitaţi de producţie. Cu siguranţă, producţia şi utilizarea hidrogenului rămâne o opţiune tehnologică viabilă în condiţii de eficienţă economică şi suportabilitate, iar dezvoltarea tehnologiilor inginereşti are un rol determinant în această opţiune.

    Se vorbeşte foarte mult despre producţie, dar consumul de energie scade. Cum generam consum pentru toata energia pe care vrem să o producem? Unde vedeţi oportunităţile de electrificare?

    Consumul nu poate fi generat pur şi simplu prin măsuri administrative. Electrificarea economiei este un proces complex şi îndelungat, cu ritmuri diferite în Europa. Cel mai important aspect ar fi electrificarea transporturilor, precum şi a sistemelor de încălzire. Ne putem permite? Putem fi toţi la nivelul Belgiei sau ţărilor de Jos, sau al vestului Germaniei? Este suportabil ritmul? Creşterea estimată la nivelul Uniunii de 60% până în prima parte a anilor 2030 reprezintă o medie, însă sunt sigur că în România nu va fi o creştere cu pantă constantă, fiind posibil să fie mai redusă până în anul 2030, dar posibil să crească mai rapid dincolo de acest an. Creşterea capacitaţilor de interconexiune, dar şi operarea coordonată a sistemelor energetice europene facilitează evacuarea puterii excedentare, dacă acesta va exista, din România către alte state cu o viteză mai mare de electrificare. Am menţionat şi cu alte ocazii că până în anul 2030 abia vom reuşi să recuperăm scăderea consumului din ultimii ani deoarece faţă de maximul din anul 2021, în 2023 avem o scădere de aproximativ 11%. Este cunoscută, de aproape două decenii, situaţia decuplării creşterii consumului de creşterea PIB, deci numai electrificarea masivă în sectoarele care se pretează, poate fi soluţia pentru creşterea sustenabilă a consumului.

    La nivelul anului 2030, cât la sută din consumul de energie va fi autogenerat şi nu mă refer la capacităţile mici, ci la consumatori de talie mare care aleg să-şi genereze propria energie? 

    Aş lansa un avertisment să nu trecem de la măsuri menite să protejeze consumatorii la cele care vizează salvarea producătorilor care asigură stabilitatea şi fiabilitatea sistemului energetic. în ceea ce priveşte un procent de energie electrică autoprodusă, cred că acest aspect ţine mai mult de politica şi interesele economice ale acestora. în cazul specific al consumatorilor de talie mare, este important să menţionăm că regimul de autoconsum le va cere să îşi organizeze departamente specializate, deoarece energia suplimentară se va livra în reţea. în acest caz, nu vorbim despre câţiva kWh, ci de livrări de ordinul megawaţilor-oră, ceea ce îi va transforma în participanţi activi la piaţă. în plus, dacă aceştia vor alege şi statutul de autofurnizare este clar că vor trebui să respecte reglementările specifice. De aceea, nu mă pot lansa în prognoze contrafactuale privind un procent din consum, dar este sigur că acesta va creşte în comparaţie cu situaţia din prezent.

    Citiţi tot interviul cu George Vişan, directorul direcţie pieţe de energie din Transelectrica în cadrul celei mai noi ediţii a Anuarului ZF Energie.