Evolutie costuri de producere energie regenerabila 2009-2024 (LCOE)

5 mai 2025, autor: Roxana Petrescu (ZF)

♦ Tehnologia pentru proiectele solare şi eoliene şi-a redus dramatic costurile în perioada 2009-2024, acesta fiind unul dintre motivele care fac în acest moment investiţia în regenerabile solidă din punct de vedere financiar ♦ Dar care sunt costurile ascunse pe care le plăteşte de fapt tot sistemul, deci consumatorul?

Potrivit calculelor făcute de Lazard şi Roland Berger, unele dintre cele mai puternice com­panii de consultanţă la nivel global, ultimii 15 ani au fost marcaţi de evoluţii foarte interesante în ceea ce priveşte dezvoltarea tehnologiilor pentru producerea energiei. Un studiu realizat de cele două firme menţionate analizează evoluţia LCOE (Levelized Cost of Energy) în perioada 2009-2024 pentru mai multe tehnologii de producere a ener­giei.

„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 viaţă, şi cantitatea totală de energie electrică gene­rată de aceasta. Cu alte cuvinte, LCOE este costul plătit pentru obţinerea unei unităţi 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 preţul de vânzare al energiei electrice. Acest indicator este deseori folo­sit pentru a evalua viabilitatea economică a proiectelor de investiţie şi pentru a com­para, din punct de vedere financiar, diferite tehnologii de generare“, arată site-ul HENRO (Aso­ciaţia Producătorilor de Energie Electrică din România).

Dacă pe toată durata de viaţă a proiec­tului, costurile de producţie pentru fiecare MWh stau mai mici decât preţul mediu din piaţă, atunci investiţia merită. Iar cu cât costurile sunt mai mici faţă de media pieţei, cu atât investiţia este mai apetisantă. Acest calcul îşi are cu atât mai mult rostul în con­textul în care atât Europa cât şi România, la rândul ei, au un deficit de capacitate de producţie, astfel că toţi ochii sunt pe tehnologiile care au cel mai scăzut cost şi, foarte important, cel mai mic termen de punere în funcţiune.

Ce arată datele?

Dacă în 2009 LCOE pentru 1 MWh de energie solară era de 359 $, aceasta fiind de altfel cea mai scumpă tehnologie dintre cele analizate, anul trecut solarul a ajuns la un LCOE de 61 $/MWh, o scădere de 83%, cea mai mare dintre toate tehnologiile analizate.

China joacă rolul central în producţia de solare, rol pe care l-a înţeles perfect în contextul global şi al iniţativelor de decar­bonizare asumate cu precădere de Europa.

A doua cea mai mare scădere de costuri vine din zona de energie eoliană onshore. Aici, LCOE a trecut de la 135 $/MWh pentru eolian onshore în 2009 la 50 $/MWh în 2024, deci un minus de 63%. Scăderi interesante s-au înregistrat şi pe partea de producţie de energie pe bază de gaze, în timp ce cărbunii, energia nucleară şi cea geotermală s-au confruntat cu scumpiri în perioada analizată.

Exact pe acest calcul al LCOE spun specialiştii din sector care ar trebui să se bazeze strategie României în ceea ce priveşte investiţiile în producţia de energie, pe alegerea tehnologiilor cu cel mai mic cost şi cu cea mai mică durată de punere în funcţiune. Dar şi aici există mai multe voci pentru că unul dintre marile minusuri legate de energia verde este carcaterul său variabil şi costurile pe care le imprimă sistemului.

Un astfel de exemplu a fost vizibil chiar în zilele de Paşte, când România a ajuns la un consum de energie istoric de mic, un ireal 2.500 MW, faţă de o medie de circa 6.500 MW sau vârfurile de 8.500 MW.

„Duminică, în Prima Zi de Paşte, consumul a coborât până la aproximativ 2.500 MW – cel mai scăzut nivel istoric, iar luni, A Doua Zi de Paşte, în intervalul 12:00 – 13:00, consumul minim instantaneu a fost de 2.701 MW“, a anunţat ieri Transelectrica, operatorul sistemului naţional de transport al energiei.

Care a fost dificultatea majoră? Faptul că România are o putere netă în sistemul său de producţie a energiei de 17.300 MW, din care nu a avut nevoie decât de 2.500 MW. Care a fost soluţia? Scoaterea din funcţiune a producătorilor de energie convenţionali pentru a face loc solarului, unde România are 2.100 MW în parcuri de mari dimensiuni şi alţi 2.500 MW în prosumatori, lipsiţi în cea mai mare parte de stocare. Foarte importantă a fost menţinerea centralei de la Cernavodă la puterea sa pentru că este cunoscut că dintre toţi producătorii de energie, centrala nucleară nu este flexibilă, producţia ei nu poate fi modificată în funcţie de „capriciile“ verzilor. Toată această „jonglerie“ înseamnă un cost, care nu intră în acel calcul de LCOE, dar pe care, la final, consumatorul îl plăteşte.

Desigur, nici aici nu este o opinie unanimă printre specialiştii din sector.

„LCOE trebuie luat ca atare. Dacă intrăm în discuţia legată de costul dezechilibrelor generate de energie verde, atunci şi lipsa de flexibilitate a energiei nucleare este un cost. Şi ştiţi care este de fapt dimensiunea costului acestei lipse de flexibilitate? Proiectul Tarniţa, în care nimeni nu vrea să investească“, spune un specialist din domeniul energiei. Hidrocentrala Tarniţa-Lăpuşteşti (Cluj), de circa 1 mld. euro, ar funcţiona ca o imesă baterie şi a revenit pe lista de proiecte prioritare pentru România, deşi despre el se vorbeşte de mai bine de 50 de ani. Dar în timp ce Tarniţa bate pasul pe loc, pe plan local încep să se vadă investiţiile în unităţi de stocare mai mici, iar acestea deja au contribuit la echilibrarea sistemului în zilele de Paşte.

„Instalaţiile de stocare au avut un rol important în echilibrarea sistemului, consumul acestora depăşind 130 MW în ambele zile, respectiv 135 MW duminică şi 133 MW luni“, a mai comunicat Transelectrica.

Datele Transelectrica, operatorul sistemului naţional de transport a energiei, arată că dacă la începutul anului trecut România nu avea decât 16,2 MW în instalaţii de stocare a energiei, în martie, anul acesta, capacitatea acestor investiţii a ajuns la circa 175 MW. Deja, toţi jucătorii relevanţi din domeniu fie nu mai construiesc proiecte de energie verde fără a include partea de stocare, fie au demarat proiecte de stocare stand-alone care sunt văzute acum ca o oportunitate de business. Scăderea preţului de aproape 5 ori în ultima decadă pentru bateriile de stocare a energiei este unul dintre factorii esenţiali care au mişcat această piaţă de la care se aşteaptă o dezvoltare accelerată în următorii ani.

(Sursa: https://www.zfcorporate.ro/energie/matematica-energiei-cum-a-evoluat-costul-celor-mai-importante-22782957)