Homepage

Context  Romania adopted Government Decision No. 318/2024 in April 2024, introducing a Contracts for Difference (CfD) scheme to support low-carbon emissions technologies. Throughout the summer of 2024, ANRE set out the methodology for determining and collecting CfD contributions, and the Ministry of Energy approved the state aid scheme.   The first CfD auction has concluded and successfully procured the target c. 1.5 GW of installed capacity (1,096 MW for onshore wind and 432 MW for solar). Following the technical evaluation, 47 bids were eligible for financial evaluation with 21 applicants awarded contracts. Maximum prices were set at €78/MWh for solar and €82/MWh for onshore wind and a weighted average of the strike prices were €51/MWh for solar and €65/MWh for wind, representing good value for money. A second auction with 3.5 GW (1.5 GW for onshore wind and 2.0 GW for solar) is scheduled for the third quarter of 2025. Future auctions may include other technologies, such as offshore wind and nuclear.   A CfD contract will last for 15 years. The Modernisation Fund supports the scheme with €3 billion until 2030, after which the cost of maintaining it is to be passed onto the consumer bills. This guaranteed revenue stream over 15 years enables developers to secure financing by ensuring predictable payback periods and minimum returns on investment, protecting investors from market fluctuations.   CfDs are an important tool meant to shield select power generation technologies from market volatility and to provide long-term stability. Despite this successful first auction, though, the Romanian renewables sector is still proceeding with caution, as some language in the CfD contract is less comforting than it first appeared.  Industry concerns  Concerns over stability have been raised by some stakeholders, notably that the contract as written offers limited projection for power generators that are taking on more risk with the Romanian CfD than in CfD schemes in other states.   Reference price methodology   The draft methodology for setting the reference price has been viewed positively by industry, although the final methodology has yet to be released by the energy regulator. The reference price definition poses a risk to generators as ANRE reserves the right to revisit the methodology at any point if they consider that the reference price is not adequately reflecting market trends. However, how exactly ANRE is to (re)assess the situation is not clear. This is a surprising contractual clause considering that the reference price is based on the average day-ahead power market, which should be a straightforward market reading. EPG suggests that wording around adjusting the reference price methodology should at least be limited to a specific percentage point to allow electricity producers to model for the worst-case scenario when deciding on submitting a bid in future auction rounds.   Consumer Price Index  Concerns have been raised over the absence of cumulative Consumer Price Index (CPI) evolution. In theory, the CfD strike price should be adjusted every three years based on CPI; however, adjustment only applies if CPI increases more than 10%. Therefore, any inflation below 10% will not be adjusted for, leaving generators to deal with losses based on inflation of up to that threshold. Indeed, CPI-based adjustments are in line with the Eurozone Consumer Price Index, which is generally more conservative than the Romanian CPI. The long-term nature of CfDs means that real inflation could outstrip CfD payments and significantly impact returns. The unbalanced burden of managing inflation falling on the generator does not match the de-risking purpose of a CfD.   State unilateral exit   The state has the right to unilaterally terminate a CfD contract at its convenience, which many in industry find unacceptable and undermining the scheme’s very sense: to allow for a long-term, predictable revenue stream.   Under this clause, the generator is entitled to payments which theoretically should amount to what they would have received had the contract lasted to full fruition. As always, though, the devil is in the details and the methodology used for calculating the termination payment is not clear-cut. Based on the formulas outlined in the contract, the termination compensation should equate to the generator’s market loss based on the historical weighted average of CfD difference payments since the start date and metered output from the previous year, including a discount rate. However, the generator risks the state terminating the contract following a stable year before the market takes a turn, leaving the generator to carry the burden alone. If the market remains relatively stable, the termination amount would reasonably closely match what the generator should have received. In this situation, though, why would the government choose to exit the contract?   Besides, the reference price calculations will play a significant role in the level of termination fee paid to generators. If these values are transparent and fair, there is a scenario where the generator is fairly compensated, but a clause which allows one party to unilaterally terminate the contract without cause does not inspire confidence.  Regulatory aspects outside the generator’s control  The responsibility of achieving grid connection (ATR) falls on the electricity producer’s shoulders, with little recourse if decisions from the TSO are outside their control. At the auction stage, bidders must evidence the application for ATR. However, they are responsible for achieving ATR within six months of signing the CfD contract, and some bidders have justifiably expressed concerns over tight timelines, especially as decisions around grid connections are in the control of the TSO, while bidders have little control over the decision-making timelines.   The Government Ordinance 59/2013 stipulates that grid connection must be granted by the TSO within six months of application, but in practice it can take over a year. Generators therefore take a risk of not being granted connection agreements on time. The TSO’s ability to accommodate an influx of new grid connection agreements is known to be facing difficulties. If the TSO cannot come to a decision in the 6-month timeline, the CfD Counterpart is within their rights to enforce performance bonds on the bidder. Similarly, the process to obtain a building permit is not guaranteed and the risk of failure or delays may also affect the generator’s ability to see...

Energia eoliană offshore deține un rol important în procesul de decarbonizare al Uniunii Europene (UE). Cu un potențial semnificativ în Marea Neagră, România are oportunitatea de a deveni un lider regional, în special în contextul adoptării Legii privind energia eoliană offshore. Uniunea Europeană vizează o capacitate instalată în energia eoliană de 60 GW până în 2030 și 300 GW până în 2050. România, cu un potențial eolian de 76-94 GW în Marea Neagră, ar putea deveni un lider regional în acest domeniu. Adoptarea Legii privind energia eoliană offshore de către România în 2024 (Legea nr. 121/2024) reprezintă un pas important în dezvoltarea sectorului de energie eoliană offshore. Cu toate acestea, cadrul de reglementare încă prezintă aspecte care trebuie abordate. O problemă importantă este termenul pentru acțiunile prevăzute de lege, cum ar fi disponibilitatea publică a informațiilor privind termenii de referință pentru studiul de specialitate, care ar fi trebuit să fie aprobați până în septembrie 2024. De asemenea, lipsa unui obiectiv juridic privind ținta de capacități instalate este o preocupare, deoarece ar ajuta la respectarea termenelor pentru legislația secundară și ar oferi o mai mare claritate investitorilor. Simplificarea procesului de autorizare este, de asemenea, esențială. Dezvoltarea energiei eoliene offshore în Marea Neagră trebuie să prioritizeze protecția mediului, având în vedere caracteristicile specifice ale regiunii și riscurile pentru biodiversitate. Studiile de mediu locale sunt esențiale pentru înțelegerea și atenuarea riscurilor pe care le prezintă construcția și exploatarea centralelor eoliene offshore. România a adoptat Planul de Amenajare a Spațiului Maritim în noiembrie 2023, marcând un pas important în alinierea activităților maritime la dezvoltarea durabilă. Cu toate acestea, Planul se confruntă cu provocări, inclusiv implicarea insuficientă a părților interesate în timpul elaborării sale, ceea ce a condus la contribuții limitate din partea unor factori relevanți din sectoare precum pescuitul, turismul, dar și autoritățile locale. Revizuirile vor trebui să se bazeze pe consultări mai ample. Infrastructura, constând atât în cea privind transportul și distribuția electricității produse de centralele eoliene offshore, cât și în cea portuară sunt esențiale pentru dezvoltarea acestui sector. Producția viitoare de energie electrică din capacități eoliene offshore, onshore și cele în energie nucleară necesită accelerarea consolidării rețelei de transport și a investiților în liniile HVDC pentru a asigura evacuarea acesteia. Portul Constanța, deși parțial echipat, trebuie modernizat pentru a face față depozitării, asamblării și transportului componentelor centralelor eoliene offshore într-un scenariu menit să promoveze o creștere rapidă și un volum mai mare de capacități instalate. De asemenea, deficitul de nave de instalare, la nivel global și lipsa capacității de construcție a acestora la nivel național necesită soluții inovative, precum Acordurile Sectoriale inspirate din Regatul Unit și Polonia. Citiți întreg studiul (ENG) redactat de Mihai Constantin, Ciel Bovary și Alina Arsani AICI.

În contextul politicilor climatice ambițioase asumate la nivel european, următorii 10 ani sunt decisivi pentru transformarea profundă a industriilor de ciment și var, astfel încât să rămână competitive într-o economie cu emisii reduse.

Clădirile sunt unul dintre principalii consumatori de resurse energetice și emițători de CO2 la nivel global. În statele membre ale Uniunii Europene, aproximativ 40% din energia consumată de utilizatorii finali este utilizată în clădiri, în principal pentru încălzire  răcire și apă caldă. Directiva revizuită privind performanța energetică a clădirilor (EPBD) solicită statelor membre ale UE să introducă măsuri care să abordeze impactul emisiilor de carbon pe întreaga durată de viață (WLC) a clădirilor, cuprinzând atât emisiile operaționale, cât și emisiile încorporate în etapele de producție, construcție, renovare și sfârșit de viață. Punerea în aplicare a acestor măsuri necesită transformări structurale ample, ceea ce reprezintă o provocare pentru țările care nu sunt familiarizate instituțional cu acest concept, cum ar fi România. O implementare eficientă a WLC necesită o abordare multidisciplinară și integrată a decarbonizării clădirilor, combinând inovarea tehnologică, strategia economică și legislația adaptată. De asemenea, este nevoie de colaborare și coordonare între o varietate de actori din sectorul clădirilor care joacă roluri-cheie în etapele ciclului de viață al clădirii și în ecosistemul mai larg al construcțiilor durabile. Barierele care pot afecta aplicarea eficientă a abordării WLC în sectorul construcțiilor din România, împreună cu soluțiile propuse pentru fiecare dintre acestea, sunt clasificate în categorii tehnologice, economice, legislative și de reglementare și culturale și de percepție publică, fiecare set de bariere și soluții fiind distribuit în diferite etape ale ciclului de viață al clădirii. Noul studiu EPG nu numai că evidențiază problemele și soluțiile actuale, ci trasează și o hartă pentru acțiunile viitoare, invitând toți actorii relevanți să participe activ la construirea unui viitor durabil. Această direcție nu este doar o necesitate ecologică, ci și o oportunitate economică vastă cu beneficii pe termen lung pentru întreaga societate. Unele dintre cele mai relevante recomandări pentru accelerarea adoptării practicilor durabile în sectorul construcțiilor sunt: stabilirea unui cadru de reglementare solid și a unor standarde pentru materialele de construcție durabile, locale, precum și pentru materialele secundare, reciclate, alături de extinderea infrastructurii de reciclare. stimularea investițiilor și a cererii în domeniul construcțiilor durabile prin intermediul unor instrumente precum reducerile fiscale. prioritizarea renovării în detrimentul construcțiilor noi. consolidarea bazelor de date privind stocurile de clădiri. desfășurarea de campanii de sensibilizare și educare pentru a crește gradul de conștientizare cu privire la principiile WLC și la importanța abordării emisiilor generate de ciclul de viață în clădiri. Citiți întreg studiul (ENG) redactat de Cătălin Lungu (OAER), Radu Dudău (EPG) și Luiza Zăpucioiu (EPG), AICI.

În anul 2022, România avea o capacitate instalată de producție de biogaz de 23 MW și nicio producție de biometan. Aceste cifre contrastează puternic cu obiectivele stabilite în documentele strategice naționale, care prevăd o creștere rapidă a sectorului biogazului.

Regiunea Europei Centrale și de Est (ECE) se confruntă cu provocări majore în atingerea obiectivelor de eficiență energetică a clădirilor stabilite la nivelul Uniunii Europene (UE). Deși au avut loc eforturi considerabile de renovare a fondului de clădiri din regiune, realizarea unor economii importante de energie rămâne limitată, iar proiectele de renovare au adesea rezultate sub așteptări. Având în vedere că aproape 40% din emisiile UE provin din sectorul construcțiilor și că țările din Europa Centrală și de Est depind în continuare de combustibilii fosili, îmbunătățirea eficienței energetice a clădirilor prin renovare este o acțiune esențială pentru mitigarea schimbărilor climatice.

În ciuda progreselor recente, rămân o serie de provocări în ceea ce privește creșterea capcității de energie solară în România. Cele mai importante dintre acestea sunt constrângerile legate de capacitatea rețelei și dezechilibrele cu care se confruntă prosumatorii, lipsa predictibilității calendarului de implementare a fondurilor UE și întârzierile în transpunerea legislației UE. Abordarea acestor provocări este esențială pentru accelerarea adoptării energiei solare. Pentru a valorifica pe deplin potențialul energiei solare și a asigura un sector energetic robust și sustenabil, recomandăm:

Tranziția către neutralitate climatică a Uniunii Europene s-ar putea confrunta cu provocări în ceea ce privește acceptarea socială a politicilor de decarbonizare, din cauza lipsei consultării publicului în mod eficient și atenției insuficiente asupra impactului socioeconomic al tranziției. Pe măsură ce politicile climatice evoluează și încep să devină mai cuprinzătoare, potențiale efecte regresive ar putea afecta în mod direct consumatorii și gospodăriile, în special cele mai vulnerabile.

Renovarea fondului de clădiri este unul dintre obiectivele prioritare pentru reducerea consumului de energie și de CO2 la nivelul Uniunii Europene (UE). În ciuda eforturilor politice, a gamei largi de măsuri de reglementare, a instrumentelor financiare și a inițiativelor care au dus la îmbunătățiri tehnice notabile ale fondului de clădiri, consumul de energie, atât în sectorul public, cât și în cel rezidențial, nu a înregistrat încă reducerea drastică necesară pentru atingerea obiectivelor stabilite. Clădirile publice, despre care se așteaptă să dea tonul în ceea ce privește renovarea aprofundată, au beneficiat de lucrări de renovare de mulți ani în Europa Centrală și de Est (ECE), însă o proporție semnificativă din acestea nu generează economii de energie adecvate.

Energy Policy Group (EPG) anunță lansarea unui nou raport ce analizează versiunea preliminară a Planului Național Integrat în domeniul Energiei și Schimbărilor Climatice (PNIESC) al României. Acest raport oferă o evaluare detaliată a măsurilor propuse pentru atingerea obiectivelor de reducere a emisiilor și a neutralității climatice, în conformitate cu politicile Uniunii Europene.