Daily Archives: aprilie 17, 2019

CE Oltenia a obţinut credite de 500 de milioane de lei de la şase bănci, pentru plata certificatelor de emisii

Complexul Energetic Oltenia a semnat, vineri, contractele de finanţare cu şase bănci pentru credite în valoare totală de 500 de milioane de lei, necesare pentru plata certificatelor de emisii poluante, a declarat, miercuri, Sorin Boza, preşedintele Directoratului companiei, la Forumul Energiei.

„Vineri am semnat contractele. Din punctul meu de vedere este o reuşită, întrucât procesul a fost foarte dificil pentru că am negociat cu fiecare dintre cele şase bănci. Cererile de finanţare au fost trimise şi deja fondurile au fost accesate începând de luni dimineaţă. Creditul a fost luat numai pentru achiziţia de certificate de emisii, era singura soluţie să putem plăti aceste certificate”, a arătat Boza.

CE Oltenia trebuie să achiziţioneze certificatele aferente anului trecut până la data de 1 mai.

În total, compania trebuie să plătească 1,4 miliarde de lei pentru certificatele de anul trecut, echivalentul a 40% din cifra de afaceri, şi a cumpărat deja titluri de 900 de milioane de lei din fonduri proprii, a mai spus oficialul companiei.

Iniţial, Boza a refuzat să precizeze care sunt cele şase bănci, dar apoi a arătat că, printre ele, se numără BCR, BRD, Raiffeisen, Banca Transilvania şi „alte bănci mari”.

„Important este că băncile au avut încredere în noi. Nu a fost un credit sindicalizat, unde o bancă este coordonator şi negociatorul principal. În cazul acesta, au fost şase bănci independente, şase analize de risc, şase negocieri directe şi şase contracte”, a adăugat Boza.

În urmă cu două săptămâni, el declarase, pentru AGERPRES, că producătorul de energie era în discuţii, pe ultima sută de metri, cu şase bănci pentru a accesa un credit necesar pentru plata certificatelor de emisii.

Întrebat dacă există riscul ca CE Oltenia să intre în insolvenţă, în condiţiile în care nu va primit creditul pe care îl doreşte, oficialul companiei a răspuns că acest lucru nu se va întâmpla.

„CE Oltenia este departe de insolvenţă, este o companie puternică şi nu avem nicio datorie. Pe de altă parte, suntem încrezători că vom lua acest credit”, a mai spus Boza.

El şi-a arătat speranţa ca, până la finele acestui an, să fie implementat mecanismul de piaţă de capacitate, un instrument menit să sprijine producătorii pe cărbune.

„Acest mecanism este implementat în toate statele europene şi nu reprezintă ajutor de stat”, a subliniat şeful CE Oltenia.

Practic, este vorba de anumite capacităţi de rezervă pe care unii producători le ţin pregătite pentru cazul în care ar trebui să intre în funcţiune şi să acopere deficite pe anumite intervale. Aceşti producători ar urma să primească o remuneraţie suplimentară faţă de preţul propriu-zis al energiei.

Ministerul Energiei a lansat la începutul acestui an o licitaţie pentru un consultant care să vină cu o strategie privind implementarea acestui instrument în România.AGERPRES

Raport: Un miliard de euro cheltuit în România, în energia regenerabilă, aduce o valoare adăugată de peste două miliarde de euro

Un miliard de euro cheltuit pentru parcuri eoliene sau reţele electrice, în România, va conduce la o valoare adăugată în economia românească de cel puţin două miliarde de euro, reiese din Raportul intitulat „Energia regenerabilă în România: Potenţial de dezvoltare la orizontul anului 2030”, prezentat, miercuri, de Asociaţia Română pentru Energie Eoliană – RWEA şi Deloitte România.

Potenţialul ponderii surselor de energie regenerabilă şi, în special, a energiei eoliene în consumul de energie al României a fost determinat pe baza unei metodologii de calcul care a evidenţiat patru posibile scenarii privind potenţialul la orizontul anului 2030.

Conform unui astfel de scenariu, se estimează menţinerea actualei ponderi globale de energie din surse regenerabile în consumul final brut, de 27,9%, până în anul 2030. Alte trei scenarii au urmărit testarea fezabilităţii creşterii cotei energiei regenerabile la 32,4%, 35%, respectiv la 35,5% în funcţie, în principal, de evoluţia celorlalte capacităţi de producere. Pentru fiecare dintre cele trei scenarii selectate pentru analiză s-a urmărit evoluţia cotei energiei regenerabile în perioada 2020/2021 – 2030, cu accent pe ţintele intermediare 2023, 2025 şi 2027.

Raportul de specialitate relevă, totodată, că, la nivelul anului 2030, preţul electricităţii (fără TVA şi accize) ar putea fi, în România, de 112,4 euro/MWh în scenariul actual, 126,6 euro/MWh în Scenariul de referinţă, 113,7 euro/MWh în Scenariul potenţial A şi 138,2 euro/MWh în Scenariul potenţial B.

De asemenea, tot la nivel naţional, investiţiile cumulate în sectorul energetic românesc, pentru perioada de analiză, se aşteaptă să depăşească 17 miliarde de euro, în cazul scenariului potenţial A, şi 25 de miliarde de euro în scenariul potenţial B, în condiţiile în care în scenariul de referinţă valoarea investiţiilor se ridică la 20 de miliarde de euro, iar în scenariul actual la 22 de miliarde de euro.

„În cazul parcurilor eoliene, din totalul investiţional se va cheltui pe plan intern circa 54% din capital, iar în cazul reţelelor de transport şi distribuţie a energiei electrice, 55%. În ceea ce priveşte valoarea adăugată a unor astfel de proiecte, rezultatele arată că un miliard de euro cheltuit pentru parcuri eoliene sau reţele electrice va conduce la o valoare adăugată în economia românească de cel puţin două miliarde de euro”, se precizează în Raport.

Realizatorii cercetării notează că ipotezele specifice pentru scenariul potenţial A au fost stabilite în comparaţie cu scenariul de referinţă, principalele caracteristici ale acestuia fiind următoarele: extinderea duratei de viaţă a unităţilor nucleare existente, iar cele două reactoare nucleare suplimentare (U3 şi U4) nu vor fi construite.

În ceea ce priveşte scenariul potenţial B, acesta este analizat atât în comparaţie cu scenariul de referinţă, cât şi cu scenariul potenţial A, iar principalele sale particularităţi sunt: extinderea duratei de viaţă a unităţilor nucleare existente, cele două reactoare nucleare suplimentare (U3 şi U4) vor fi puse în funcţiune în anul 2030, respectiv în 2031, în timp ce costurile de mediu vor duce la eliminarea a trei grupuri de cărbune.

Scenariul de referinţă ţine cont de ipotezele comune tuturor scenariilor la care se adaugă ipotezele particulare ale acestui scenariu, după cum urmează: extinderea duratei de viaţă a unităţilor nucleare existente, cele două reactoare nucleare suplimentare (U3 şi U4) vor fi puse în funcţiune în 2030, respectiv în 2031, eliminarea graduală şi naturală a tuturor grupurilor de cărbune până în jurul anului 2035, instalarea capacităţilor adiţionale de energie provenita din SRE pentru anticiparea nevoii pe termen lung, nevoie acomodată mai devreme, dar şi scăderea factorului de utilizare pentru centralele electrice pe gaze naturale.

În preambulul raportului de specialitate se menţionează că, potrivit Strategiei Naţionale a României privind Schimbările Climatice 2013 – 2020, „în procesul de combatere a schimbărilor climatice, considerate în prezent, în forumurile internaţionale de specialitate, ca reprezentând o ameninţare cu potenţial ireversibil pentru societate şi planeta noastră, adoptarea măsurilor de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră (…) constituie o componentă fundamentală a politicii naţionale în domeniul schimbărilor climatice’.

De asemenea, realizatorii studiului amintesc că în cuprinsul aceluiaşi document se mai arată faptul că „studiile realizate au indicat că pentru prevenirea unor efecte ireversibile provocate de schimbările climatice emisiile globale trebuie să fie reduse cu aproximativ 50% până în 2050 faţă de nivelurile înregistrate în 1990′.

Cel mai recent Inventar al emisiilor de gaze cu efect de seră (GES), realizat de România în anul 2014, emisiile aferente sectorului Energie reprezentau circa 70% din totalul emisiilor GES la nivel naţional. România este una dintre ţările din Uniunea Europeană (UE) cu cel mai mare potenţial natural în ceea ce priveşte sursele de energie regenerabilă.

Studiul „Energia regenerabilă în România: Potenţial de dezvoltare la orizontul anului 2030” a fost realizat independent de către Deloitte şi vizează estimarea unor scenarii fezabile privind evoluţia cotei energiei regenerabile la nivelul anului 2030 şi a beneficiilor economice asociate dezvoltării pe scară largă a sectorului energiei regenerabile în România.

Perioada acoperită de raport se referă la intervalul de timp 2020/2021 – 2030, iar scenariile de dezvoltare, impactul şi beneficiile estimate se bazează pe situaţia de la momentul elaborării documentului. Datele au fost colectate din surse publice, din informaţiile Deloitte, precum şi în urma discuţiilor cu experţi din domeniu. În acelaşi timp, prognozele au fost realizate pe baza datelor istorice şi a ipotezelor Deloitte privind evoluţia sectorului energetic românesc.

Scenariile propuse în document se bazează, în principal, pe utilizarea crescută a potenţialului de energie eoliană (pe uscat) şi energie solară (acoperişuri). Potenţialul biomasei a fost considerat nesemnificativ, întrucât nu există o înţelegere universală privind cuantumul acestuia şi nici acces la o sursă de date verificabilă. În plus, potenţialul geotermal nu a fost luat în considerare în analiză, deoarece cuantumul acestuia este mai mic de 1GW. AGERPRES

E.ON România vrea să instaleze 400.000 de contoare inteligente în următorii opt-nouă ani

E.ON România şi-a propus să instaleze 400.000 de contoare inteligente în următorii opt-nouă ani, cu investiţii totale de 135 de milioane de lei, din care 45 de milioane de lei fonduri europene, a declarat, miercuri, Anca Dragu, directorul general adjunct al companiei, la Forumul Energiei.

„În ultimii opt ani au fost integrate aproximativ 315.000 de contoare inteligente, valoare totală a investiţiilor fiind de circa 127 de milioane de lei. Pentru următorii opt-nouă ani, ţinta noastră este să montăm aproape 400.000 de contoare, iar valoarea acestor investiţii ar fi de 135 milioane de lei”, a arătat ea.

Cele mai avansate lucrări de smart metering sunt în judeţele Bacău şi Neamţ.

„De curând am obţinut finanţare din fonduri europene de 45 milioane de lei prin care vom monta peste 10.000 de contoare inteligente la consumatorii din Iaşi”, a mai spus Dragu.

Potrivit datelor Autorităţii Naţionale de Reglementare în Energie, în luna martie 2018 aproximativ 4,8% dintre consumatorii din România, adică un număr de 443.000, deţineau contoare inteligente de măsurare a consumului de energie electrică. AGERPRES

Badea (Hidroelectrica): Stingeţi toate luminile pentru o oră şi veţi vedea că viaţa nu mai are sens

Directorul general al Hidroelectrica, Bogdan Badea, a încercat, miercuri, să explice cât de importante sunt investiţiile în sectorul energetic, arătând, că, dacă am stinge luminile şi ne-am deconecta de la reţeaua electrică timp de o oră, nu mai sunt posibile multe dintre activităţile curente ale omului din societatea modernă.

„Trebuie să ne sporim capacităţile de producţie, pentru că energia electrică este sursa vieţii noastre de zi cu zi. Spuneam la un moment dat, mai în glumă, mai în serios, încercaţi să stingeţi toate luminile sau decuplaţi-vă de la electricitate o oră şi vedeţi că, brusc, aşa, viaţa nu mai are sens. Vrei să te uiţi la televizor, vrei să citeşti o publicaţie online… Toate aceste lucruri cu care ne-am obişnuit nu mai sunt posibile şi atunci îţi dai seama de importanţa securităţii energetice, de importanţa pe care o au aceste investiţii care generează practic stabilitate şi confortul nostru de zi cu zi şi, nu în ultimul rând, sunt un motor de dezvoltare”, a arătat Badea.

El a precizat că OUG 114/2018 a pus compania într-o situaţie complicată, Hidroelectrica fiind nevoită să pună pe hold planul de investiţii de 1,1 miliarde de euro pe care îl avea pentru următorii cinci ani.

„Înainte de insolvenţă, Hidroelectrica se târa jupuită pe de o parte de băieţii deştepţi din energie, pe de altă parte de investiţii fără sens, de băieţii deştepţi din investiţii. A fost nevoie de un proces dureros, a fost nevoie de mult curaj. Anul trecut am avut un profit istoric de peste 2 miliarde de lei. Trebuie să vinzi mai bine, pe de o parte, şi trebuie să reduci costuri, de aici succesul Hidroelectrica. În ultima perioadă, cel puţin, am încercat să vindem la preţul corect, dar şi să optimizăm costurile, să nu cheltuim bani inutil. Suntem însă la sfârşit de ciclu, mare parte din capacităţile noastre sunt învechite şi trebuie să investim”, a continuat Badea.

El şi-a exprima speranţa că OUG 114 este doar o pauză, iar piaţa de energie din România îşi va relua procesul de liberalizare.

„Nu concep să avem o economie centralizată şi reglementată de la un cap la altul”, a mai spus şeful Hidroelectrica.

Badea a participat la Forumul Energiei, organizat de publicaţia Financial Intelligence. AGERPRES

ANRM: Marea Neagră are un potenţial de peste 200 de miliarde de metri cubi de gaze

Marea Neagră are un potenţial de peste 200 de miliarde de metri cubi de gaze, iar 60% din producţia României va proveni din zăcăminte offshore în anul 2030, însă problema cea mai mare este ce se va întâmpla cu acest gaz, a declarat, miercuri, Sorin Gal, director în cadrul Agenţiei Naţionale pentru Resurse Minerale (ANRM), în cadrul Forumului Energiei, organizat de publicaţia Financial Intelligence.

„Potenţialul Mării Negre estimat de noi – o spuneam şi în urmă cu un an – este undeva la peste 200 de miliarde de metri cubi. Eu cred că este mult mai mult şi întăresc acest lucru prin faptul că, după construirea instalaţiilor de suprafaţă şi a conductelor subacvatice care aduc gaze la mal, atât de către titularul zăcămintelor Ana şi Doina (Black Sea Oil and Gas – n.r.), cât şi de viitorii producători OMV, Exxon, Lukoil, se va crea oportunitatea de a se dezvolta şi zăcămintele mici”, a explicat Gal.

El a arătat că, pe lângă zăcămintele mari, de 30-40 de miliarde de metri cubi, în jurul lor sunt foarte multe zăcăminte mici, de 4-5 miliarde de metri cubi, care vor deveni fezabile după ce vor exista în apropiere instalaţiile de suprafaţă şi construcţiile necesare pentru a aduce gaze la mal.

Potrivit lui Gal, primul mare producător din Marea Neagră va fi Black Sea Oil and Gas (BSOG), care va începe extracţia în anul 2022 cu 2 miliarde de metri cubi pe an.

În ceea ce priveşte ExxonMobil şi OMV Petrom, care explorează zăcământul de mare adâncime Neptun, oficialul ANRM estimează că faza de dezvoltare va începe în 2021-2022, iar în 2024-2025, cel târziu, va începe producţia.

„Din 2030, cred că vom ajunge să avem peste 60% din producţia de gaze a României din producţie exclusiv offshore. (…) În 2030, eu estimez că Marea Neagră va aduce aproximativ 10-11 miliarde de metri cubi de gaz pe an. Problema cea mai mare este ce facem cu acel gaz. Aici nu pot să dau un răspuns, pentru că Legea petrolului spune că, după plata redevenţei, titularul de acord petrolier este liber să comercializeze gaze, să le utilizeze, inclusiv să le exporte”, a mai spus Gal.

El a adăugat că, prin noua lege offshore, unii dintre titularii de acorduri petroliere, respectiv OMV şi Exxon, deja au utilizat o clauză, un articol din lege, şi li s-a prelungit cu 15 ani acordul petrolier. AGERPRES

Depogaz, primul an de profit. Profit net de peste un million de euro

Depogaz, filiala Romgaz care ges­tionează activitatea de înmagazinare a gazelor naturale a avut în 2018, primul an financiar întreg de raportare de la înființare (nouă luni de activitate operațională efectivă), un profit net de 5,163 de milioane de lei, și o cifră de afaceri de 215,689 milioane de lei. În 2017, Depogaz a înregistrat o pierdere de 14.365 de lei (nu a avut activitate operațională).

Mare parte din profit a fost realizat din activitatea de exploatare, a explicat Bogdan Stănescu, președintele CA al Depogaz. Potrivit acestuia, profitul brut din exploatare a fost de 7,381 milioane de lei.

În 2018, Depogaz a avut venituri totale de 217,273 milioane de lei și cheltuieli de 209,631 milioane de lei.

Pentru anul 2019, Depogaz se așteaptă la o creștere cu 32% a cifrei de afaceri. Cifra de afaceri estimată a se realiza în anul 2019 este de 284,885 milioane lei.

Depogaz este într-un amplu proces de investiții, explică Bogdan Stănescu. Potrivit acestuia, în 2018, s-au cheltuit 38 milioane de leipentru mărirea capacității de înmagazinare a gazelor. ”Pentru perioada 2019 – 2023 Planul de investiţii, avizat de Ministerul Energiei și înaintat spre aprobare către ANRE, presupune modernizarea depozitelor de înmagazinare in scopul creşterii capacităţii de livrare zilnică a gazelor,  creşterea capacităţii de înmagazinare gaze naturale și creşterea flexibilităţii sistemului de înmagazinare gaze naturale. În afară de Planul de investiții 2019-2023, avem și o strategie pentru perioada 2018-2037, la finalul căreia capacitatea activă totală va fi de aproximativ 4,5 miliarde mc, capacitatea de injecție de 32 milioane mc/zi și capacitate maximă de extracție de 50 milioane mc/zi”, a explicat Stănescu. Potrivit președintelui CA, peste 1,011 miliarde de lei va investi Depogaz, în următorii cinci ani, în modernizarea și extinderea capacităților de depozitare. ” Sursele de finanțare sunt proprii dar și fonduri europene. Acum, compania oferă servicii de înmagazinare pentru toți paticipanții pieței de gaze din România, nu numai Romgaz. Investim în următorii ani în extinderea acestui serviciu și am inclus în planul de investiții 2019-2023 al instituției posibilitatea de a oferi servicii de înmagazinare și pentru piața externă. Depogaz intenționează să devină un jucător important la nivel european pe piața gazelor naturale”, a explicat Bogdan Stănescu.

Începand cu data de 1 aprilie 2018, în baza Directivei 73/2009 a CE, preluată în Legea nr. 123/2012 a energiei electrice şi a gazelor naturale în art. 141, activitatea de înmagazinare a fost separată din cadrul SNGN Romgaz SA şi se desfăşoară prin intermediul unui operator de înmagazinare, Filiala de înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploieşti SRL, în care Romgaz este asociat unic.

Filiala a preluat operarea depozitelor de înmagazinare aflate în concesiunea Romgaz, operează activele care contribuie la desfășurarea activității aflate în proprietatea Romgaz și a preluat, în totalitate, personalul care desfășoară activitatea de înmagazinare din cadrul Romgaz.

În contextul separării activităţii de înmagazinare, dezvoltarea sistemului de înmagazinare gaze naturale va fi realizată în exclusivitate de către Filiala de înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploieşti SRL.