────────── Aprobată prin HOTĂRÂREA nr. 855 din 9 octombrie 2025, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 970 din 21 octombrie 2025.────────── (a se vedea imaginea asociată) Listă abrevieri (în ordine alfabetică)
┌────────────┬─────────────────────────┐
│Abreviere │Denumire completă │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ACS │Asociaţia pentru │
│ │Combustibili Sustenabili │
├────────────┼─────────────────────────┤
│AE │Electrolizor alcalin │
├────────────┼─────────────────────────┤
│AEHR │Asociaţia pentru Energia │
│ │Hidrogenului din România │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Regulamentul privind │
│AFIR │instalarea │
│ │infrastructurii pentru │
│ │combustibili alternativi │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Agenţia Nucleară şi │
│ANDR │pentru Deşeuri │
│ │Radioactive │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Autoritatea Naţională de │
│ANRE │Reglementare în domeniul │
│ │Energiei │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ASRO │Organismul Naţional de │
│ │Standardizare din România│
├────────────┼─────────────────────────┤
│BF │Furnal │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Convertizor cu insuflare │
│BOF │de oxigen (Basic Oxygen │
│ │Furnace) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│CAPEX │Cheltuieli de investiţii │
│ │(Capital expenditure) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Contract de carbon pentru│
│CCfD │diferenţă (Carbon │
│ │Contracts for Difference)│
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Centrale în ciclu │
│CCGT │combinat pe gaz (Combined│
│ │Cycle Gas Turbine) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Captare şi stocare a │
│CCS │carbonului (Carbon │
│ │Capture and Storage) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│CfD │Contract pentru diferenţă│
│ │(Contract for difference)│
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Parteneriatul pentru │
│PHC │hidrogen curat (Clean │
│ │Hydrogen Partnership) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│CO_2 │Dioxid de carbon │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Reducerea directă a │
│DRI │fierului (Direct Reduced │
│ │Iron) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│EAF │Cuptor Electric cu ARC │
│ │(Electric Arc Furnace) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Spaţiul European de │
│ERA │Cercetare (European │
│ │Research Area) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │The European Roundtable │
│ERCST │on Climate Change and │
│ │Sustainable Transition │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Schema de comercializare │
│ │a certificatelor de │
│ │emisii de gaze cu efect │
│ │de seră (conform HG nr. │
│EU-ETS │780/2006 privind │
│ │stabilirea schemei de │
│ │comercializare a │
│ │certificatelor de emisii │
│ │de gaze cu efect de seră)│
├────────────┼─────────────────────────┤
│EUR │Euro │
├────────────┼─────────────────────────┤
│FCH JU │Fuel Cells and Hydrogen │
│ │Joint Undertaking │
├────────────┼─────────────────────────┤
│FCHO │Fuel Cells and Hydrogen │
│ │Observatory │
├────────────┼─────────────────────────┤
│GES │Gaze cu efect de seră │
├────────────┼─────────────────────────┤
│GNL │Gaz natural lichefiat │
├────────────┼─────────────────────────┤
│GO │Garanţii de origine a │
│ │energiei regenerabile │
├────────────┼─────────────────────────┤
│GW │Gigawatt │
├────────────┼─────────────────────────┤
│H_2 │Hidrogen │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Motor cu ardere internă │
│ICE │(Internal Combustion │
│ │Engine) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Institutul Naţional de │
│ICSI Rm. │Cercetare - Dezvoltare │
│Vâlcea │pentru Tehnologii │
│ │Criogenice şi Izotopice │
│ │Râmnicu Vâlcea │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Agenţia Internaţională │
│IEA │pentru Energie │
│ │(International Energy │
│ │Agency) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Institutul Naţional de │
│ │Cercetare - Dezvoltare │
│INSEMEX │pentru Securitate Minieră│
│ │şi Protecţie │
│ │Antiexplozivă │
├────────────┼─────────────────────────┤
│IPCEI │Proiecte importante de │
│ │interes comun european │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Agenţia Internaţională │
│ │pentru Energie │
│IRENA │Regenerabilă │
│ │(International Renewable │
│ │Energy Agency) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Inspecţia de Stat pentru │
│ │Controlul Cazanelor, │
│ISCIR │Recipientelor sub │
│ │Presiune şi Instalaţiilor│
│ │de Ridicat │
├────────────┼─────────────────────────┤
│kg │kilogram │
├────────────┼─────────────────────────┤
│kt │kilotonă │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Costul mediu în termeni │
│LCOE │reali al energiei │
│ │(Levelized Cost of │
│ │Energy) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Costul mediu în termeni │
│LCOH │reali al hidrogenului │
│ │(Levelized Cost of │
│ │Hydrogen) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Costul mediu în termeni │
│LCOS │reali al oţelului │
│ │(Levelized Cost of Steel)│
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Purtători de hidrogen │
│LOHC │lichizi-organici (Liquid │
│ │Organic Hydrogen Carrier)│
├────────────┼─────────────────────────┤
│mil │milioane │
├────────────┼─────────────────────────┤
│Mtep │Megatone echivalent │
│ │petrol │
├────────────┼─────────────────────────┤
│MW │Megawatt │
├────────────┼─────────────────────────┤
│MWh │Megawatt-oră │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │În afara sistemului de │
│ │tranzacţionare a │
│non-ETS │certificatelor de emisii │
│ │de gaze cu efect de seră │
│ │(non-EU Emissions Trading│
│ │System) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ODD │Obiectiv de dezvoltare │
│ │durabilă │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Operatorul pieţei de │
│OPCOM │energie electrică şi gaze│
│ │naturale din România │
├────────────┼─────────────────────────┤
│OPEX │Cheltuieli operaţionale │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Electrolizor cu membrană │
│Electrolizor│schimbătoare de protoni │
│PEM │(Proton- exchange │
│ │membrane electrolyzer) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Planul Naţional Integrat │
│PNIESC │în domeniul Energiei şi │
│ │Schimbărilor Climatice │
├────────────┼─────────────────────────┤
│PNRR │Planul Naţional de │
│ │Redresare şi Rezilienţă │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Contracte bilaterale de │
│PPA │vânzare-cumpărare energie│
│ │pe termen lung (Power │
│ │Purchase Agreement) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│Q1, Q2, Q3, │Trimestru 1, Trimestru 2,│
│Q4 │Trimestru 3, Trimestru 4 │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Directiva privind │
│ │promovarea utilizării │
│RED II │energiei din surse │
│ │regenerabile II │
│ │(Renewable Energy │
│ │Directive) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Combustibili din surse │
│ │regenerabile de origine │
│RFNBO │nebiologică │
│ │(Renewable fuels of │
│ │non-biological origin) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│SEN │Sistemul energetic │
│ │naţional │
├────────────┼─────────────────────────┤
│SER │Strategia energetică a │
│ │României │
├────────────┼─────────────────────────┤
│SET PLAN │Strategic Energy │
│ │Technology Plan │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Reformarea metanului cu │
│SMR │abur (Steam methane │
│ │reforming) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Strategia naţională │
│SNASC │privind adaptarea la │
│ │schimbările climatice │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Strategia naţională de │
│SNDDN │dezvoltare a domeniului │
│ │nuclear │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Strategia naţională │
│SNDDR 2030 │pentru dezvoltarea │
│ │durabilă a României 2030 │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Strategia naţională │
│SNEC │privind economia │
│ │circulară │
├────────────┼─────────────────────────┤
│SNH │Strategia naţională a │
│ │hidrogenului │
├────────────┼─────────────────────────┤
│SRE │Surse regenerabile de │
│ │energie │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Energie electrică produsă│
│SRE-E │din surse regenerabile de│
│ │energie │
├────────────┼─────────────────────────┤
│ │Agenda strategică pentru │
│SRIA │cercetare şi inovare │
│ │(Strategic Research │
│ │and Innovation Agenda) │
├────────────┼─────────────────────────┤
│t │tonă │
├────────────┼─────────────────────────┤
│TEN-T │Reţeaua de transport │
│ │trans-europeană │
├────────────┼─────────────────────────┤
│TSI │Instrumentul de sprijin │
│ │tehnic │
├────────────┼─────────────────────────┤
│TWh │Terawatt-oră │
├────────────┼─────────────────────────┤
│UE │Uniunea Europeană │
└────────────┴─────────────────────────┘
Termeni Generali (în ordine alfabetică) CCS - Captarea şi stocarea carbonului Reprezintă ansamblul proceselor tehnologice prin care dioxidul de carbon rezultat din arderea combustibililor fosili şi desfăşurarea proceselor industriale este separat de restul emisiilor captate şi transportat către o staţie de injectare pentru a fi stocat. Decarbonizare Reprezintă reducerea emisiilor echivalente de dioxid de carbon prin utilizarea unor surse de energie cu emisii reduse, înlocuirea materiilor prime în procesele de producţie cu materii prime verzi şi aplicarea soluţiilor CCS pentru scăderea cantităţii de gaze cu efect de seră emise în atmosferă. Ţintele pentru decarbonizare vizează anumite nivele de reduceri ale emisiilor prin comparaţie cu un an de bază (ex. anul de referinţă în pachetul legislativ Fit for 55 este 2005). Electrolizor cu tehnologie alcalină Reprezintă tipul de electrolizor care utilizează o soluţie alcalină de electrolit şi apă pentru obţinerea hidrogenului prin transportul ionilor de hidroxid (OH-) de la catod la anod. Acesta generează hidrogen în stare gazoasă / un hidroxid în stare lichidă pe partea catodului şi oxigen / clor în stare gazoasă la anod atunci când este alimentat cu energie electrică. Electrolizor cu tehnologie PEM Reprezintă tipul de electrolizor care foloseşte o membrană schimbătoare de protoni pentru separarea hidrogenului şi a oxigenului. Acesta utilizează un electrolit de polimer solid pentru a genera hidrogen în stare gazoasă la catod şi oxigen în stare gazoasă la anod când este alimentat cu energie electrică. Hidrogen gri Hidrogenul gri este produs prin reformarea cu abur a gazului natural, fără a capta gazele cu efect de seră produse în acest proces. În prezent, aceasta este cea mai comună formă de producere a hidrogenului. Hidrogen albastru Hidrogenul albastru este produs prin reformarea cu abur a gazului natural, însă, spre deosebire de hidrogenul gri, în cadrul procesului tehnologic sunt instalate şi capacităţi de CCS. Hidrogen turcoaz Hidrogenul turcoaz este produs prin piroliza gazului metan, proces din cadrul căruia rezultă hidrogen şi carbon solid ca produs secundar. Cu toate că acest proces tehnologic de obţinere a hidrogenului nu este încă practicat la scară comercială, carbonul solid obţinut, care poate fi comercializat, poate reprezenta un factor care va influenta evoluţia acestuia. Hidrogen roz Hidrogen produs prin electroliza apei folosind energia generată din surse nucleare. În procesul de generare a energiei electrice folosită pentru producerea hidrogenului, nu sunt eliberate emisii în atmosferă, existând însă deşeurile asociate generării energiei în unităţi nucleare. Hidrogen regenerabil Hidrogen produs prin electroliza apei folosind energie electrică din surse regenerabile, reformarea biogazului sau transformarea biochimică a biomasei atunci când este în conformitate cu cerinţele de durabilitate. Acest tip de hidrogen nu are amprentă de carbon, în procesul de generare nefiind eliberate emisii în atmosferă. Hidrogen cu amprentă redusă de carbon Hidrogenul cu amprentă redusă de carbon este hidrogenul al cărui conţinut energetic este derivat din diverse surse de energie şi care respectă un prag de 70% în ceea ce priveşte reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră raportat la combustibili fosili*1). Conform regulilor de taxonomie ale UE, această categorie include hidrogenul albastru şi pe cel roz, însă, pentru scopul elaborării strategiei naţionale a hidrogenului, definiţia va include doar hidrogenul roz. *1) Comisia Europeană - 70% capacitate de captare şi stocare pentru hidrogen cu amprentă redusă de carbon (Decembrie 2021) LCOE - Cost mediu în termeni reali al energiei electrice Este o metodă de măsurare a costului mediu net actualizat al producţiei de energie electrică pentru o instalaţie de producere pe parcursul duratei sale de viaţă. Este calculat ca raportul dintre toate costurile actualizate pe durata de viaţă a unei centrale electrice împărţit la producţia de energie, fiind utilizat pentru a compara diferite tehnologii de generare a energiei electrice în mod consecvent. Acestea variază în funcţie de sursa de energie utilizată şi are cea mai mare pondere în LCOH. LCOH - Cost mediu în termeni reali al hidrogenului Este o metodă de măsurare a costului mediu net actualizat al producţiei de hidrogen pentru o unitate de producţie pe parcursul duratei sale de viaţă. Aceasta ia în calcul costurile actualizate pe durata de viaţă a unei unităţi de producţie a hidrogenului şi este utilizată pentru a compara diferite tehnologii de producţie a hidrogenului în mod consecvent. Rezultatele acestei metode variază în funcţie de sursa de energie utilizată (LCOE), de tehnologia de producere a hidrogenului aleasă, precum şi alţi factori care au un impact mai scăzut. LOHC - Purtători de hidrogen lichizi-organici Sunt compuşi organici stabili care pot absorbi şi elibera hidrogen prin reacţii chimice. Prin urmare, aceştia pot fi utilizaţi ca medii de stocare a hidrogenului, eliminând nevoia de comprimare a hidrogenului. Fiind mai stabili, aceşti compuşi permit stocarea, transportul şi distribuţia, precum şi utilizarea în condiţii de siguranţă crescută prin comparaţie cu hidrogenul în formă gazoasă. Power-to-X Sunt tehnologii care presupun conversia energiei electrice, ca energie primară, într-un purtător de energie, cum ar fi căldură, răcire, produse finale (de ex. combustibili, materii prime etc.). Power-to-X, prescurtat şi P2X este o noţiune care acoperă o serie de modalităţi de utilizare a energiei, de ex. power-to-gas, power-to-liquid, power-to-fuel, power-to-chemicals, power-to-heat, power-to-power. "X" din denumire reprezintă o diversitate de produse, procese, tehnologii şi aplicaţii. Energia electrică necesară este produsă din surse regenerabile variabile, producţia de hidrogen prin electroliză fiind primul pas din proces pentru convertirea ulterioară în produsul "X". Reformarea catalitică Reprezintă procesul de bază în obţinerea benzinelor cu cifră octanică ridicată. Principala reacţie în acest proces este dehidrogenarea naftenelor ce formează aromatice din familia benzenului, cu cifre octanice ridicate, proces din care rezultă hidrogen ca produs secundar. RFNBO - Combustibili din surse regenerabile de origine nebiologică Reprezintă combustibili lichizi şi gazoşi al căror conţinut energetic provine din surse regenerabile, altele decât biomasa. Acest grup de combustibili regenerabili este definit şi în Directiva (UE) 2018/2001 a Parlamentului European şi a Consiliului din 11 decembrie 2018 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile (reformare). SMR - Reformarea metanului cu abur Proces în cadrul căruia gazul metan este încălzit prin reacţia hidrocarburilor cu apă, pentru a produce un gaz de sinteză alcătuit din hidrogen şi monoxid de carbon. Scopul principal al acestei tehnologii este producerea hidrogenului. SRE - Surse regenerabile de energie În cadrul SNH, sursele regenerabile principale pentru producerea hidrogenului regenerabil sunt considerate a fi cele solare şi eoliene. Vale de hidrogen Reprezintă un sistem de organizaţii delimitat geografic - care include producători, transportatori, distribuitori, furnizori, utilizatori (din una sau mai multe industrii), organizaţii de cercetare relevante pentru industria hidrogenului, entităţi ce pot contribui la dezvoltarea tehnologiilor bazate pe hidrogen şi organizaţii guvernamentale - prezente pe întregul lanţ valoric al hidrogenului (producţie, stocare, distribuţie, utilizare) prin care se realizează economii de scară pentru dezvoltarea şi operarea infrastructurii necesare şi prin care se reduce gradul de risc al investiţiilor prin diversificare, cooperare şi concurenţă. Cuprins CAPITOLUL Capitolul I. Introducere Capitolul II. - Contextul elaborării strategiei Secţiunea 1 - Cadrul general şi necesitatea unei strategii a hidrogenului Secţiunea a 2-a - Corelarea Strategiei Naţionale pentru Hidrogen a României cu priorităţi la nivel naţional, strategii naţionale şi direcţii ale mediului privat Secţiunea a 3-a - Componenta de dezvoltare durabilă Secţiunea a 4-a Părţile implicate Capitolul III - Viziune şi direcţii strategice Capitolul IV - Cadrul legal naţional şi european relevant pentru problematica hidrogenului şi implicaţiile acestuia Capitolul V - Situaţia actuală a hidrogenului în România şi potenţialul său de dezvoltare Secţiunea 1 - Ţinte de decarbonizare Secţiunea a 2-a - Lanţul valoric al hidrogenului în România Secţiunea a 3-a - Estimarea consumului şi producţiei de hidrogen Secţiunea a 4-a - Costurile producţiei hidrogenului în România Secţiunea a 5-a - Transportul, distribuţia şi stocarea hidrogenului în România Secţiunea a 6-a - Văi de hidrogen în România (H_2 valleys) Secţiunea a 7-a - Piaţa hidrogenului în România şi mecanismele pieţei Secţiunea a 8-a - Finanţarea necesară Capitolul VI - Obiective generale şi specifice Secţiunea 1 - Obiective generale Secţiunea a 2-a - Obiective specifice Secţiunea a 3-a - Obiective şi direcţii strategice pe termen mediu şi lung Secţiunea a 4-a - Rezultatele aşteptate Secţiunea a 5-a - Potenţiale surse de finanţare a strategiei Secţiunea a 6-a - Costul implementării strategiei Capitolul VII. - Implementarea, monitorizarea şi evaluarea şi guvernanţa strategiei Capitolul VIII. - Planul de acţiune pentru implementarea strategiei naţionale a hidrogenului 2025 -2030 cu perspectiva anului 2050 CAP. I Introducere Strategia Naţională a Hidrogenului şi Planul de acţiune 2025-2030 au fost elaborate având în vedere importanţa majoră în dezvoltarea la nivel naţional a introducerii hidrogenului ca vector energetic, precum şi relevanţa sa strategică în actualul context european al decarbonizării. Conform Comunicatului Comisiei către Parlamentul European, Consiliu, Comitetul Economic şi Social European şi Comitetul Regiunilor (COM(2020) 301 final), O strategie pentru hidrogen: pentru o Europă neutră climatic, hidrogenul care are la bază energia regenerabilă va fi folosit pentru decarbonizarea unor sectoare economice în care alte metode nu sunt aplicabile sau sunt prea costisitoare. Strategiile naţionale deja elaborate de alte ţări europene subliniază importanţa rolului hidrogenului în realizarea obiectivelor Acordului de la Paris şi includ ţinte ambiţioase de creştere pentru o dezvoltare robustă a sectoarelor economice care produc sau utilizează hidrogen. În acest context, folosirea hidrogenului regenerabil şi a celui cu amprentă redusă de carbon este analizată din perspectiva reducerii emisiilor de CO_2, a dezvoltării tehnologice, a diversificării mixului energetic şi a susţinerii securităţii energetice, respectiv integrarea producţiei surselor regenerabile de energie, cu efecte benefice în dezvoltarea durabilă şi crearea de noi locuri de muncă. Planul Naţional Integrat pentru Energie şi Schimbări Climatice 2021-2030 (PNIESC) indică hidrogenul ca sursă pentru susţinerea securităţii energetice naţionale pe termen lung, cu rol în producerea de energie curată şi în decarbonizarea proceselor industriale. Hidrogenul este menţionat şi în Planul Naţional de Redresare şi Rezilienţă (PNRR), aprobat de Comisia Europeană în a doua parte a anului 2021*2). Elaborarea unei strategii a hidrogenului cu un plan de acţiuni aferent este susţinută prin Reforma 4, Componenta 6 - Energie. Aceasta vizează dezvoltarea unui cadru de reglementare dedicat tehnologiilor viitorului, în particular pentru hidrogen şi soluţii de stocare, în perspectiva realizării de proiecte compatibile cu principiul "Do no significant harm". *2) Planul Naţional de Redresare (PNRR) al României aprobat de Consiliul UE la 28 octombrie 2021, a fost modificat prin Decizia de punere în aplicare a Consiliului din 11 decembrie 2023, care revizuieşte Decizia iniţială de aprobare a evaluării Planului de Redresare şi Rezilienţă al României din 3 noiembrie 2021. (https://mfe.gov.ro/pnrr/) Conform PNRR, România trebuie să definească şi să aprobe modificările legislative care să înlăture barierele în producţia şi utilizarea pe scară largă a hidrogenului regenerabil. Această Strategie prezintă o analiză a sectoarelor relevante dezvoltării hidrogenului, în baza situaţiei actuale din România, cu argumente şi exemple de bune practici din alte ţări europene şi din afara Europei. Strategia evidenţiază viziunea de dezvoltare a economiei hidrogenului, prin definirea unor obiective susţinute de acţiuni concrete. Au fost determinate posibile modalităţi de finanţare, precum şi propuneri de mecanisme de guvernanţă care să susţină implementarea strategiei. Strategia a fost dezvoltată etapizat, pe baza bunelor practici identificate în plan internaţional: ● Etapa 1 - documentare extensivă, analiză PESTEL şi analiză punctuală a sectoarelor relevante - situaţia la nivelul României (inclusiv prin corelare cu alte strategii şi cu priorităţile guvernamentale, analiza cadrului legislativ şi a aspectelor de mediu) şi în plan internaţional (explorarea unor bune practici europene, opţiunile de utilizare, potenţiale bariere şi oportunităţi); ● Etapa 2 - evaluarea de scenarii şi definirea obiectivelor pentru stabilirea celor mai fezabile direcţii şi acţiuni de dezvoltare strategică, evaluarea potenţialelor modalităţi de finanţare; ● Etapa 3 - elaborarea strategiei cu toate aspectele aferente direcţiilor strategice şi a planului de acţiuni. Elaborarea strategiei a avut la bază sesiuni de consultări cu părţile interesate, respectiv autorităţi guvernamentale, companii şi institute de cercetare, asociaţii profesionale în domeniu. Consultările au vizat înţelegerea corectă a viziunii şi obiectivelor, respectiv a acţiunilor propuse, precum şi corelarea mai multor puncte de vedere multidisciplinare. CAP. II Contextul elaborării strategiei SECŢIUNEA 1 Cadrul general şi necesitatea unei strategii a hidrogenului Hidrogenul regenerabil este considerat un vector important în reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, cu rol critic în tranziţia energetică către "emisii net zero". Ca parte a procesului de decarbonizare, a dezvoltării unui sistem solid de surse regenerabile de energie, hidrogenul poate fi un înlocuitor al combustibililor fosili utilizaţi în prezent, contribuind la reducerea emisiilor în sectoare vitale pentru economia României precum cel industrial şi transporturi, dar şi în sectorul energetic şi cel de încălzire. În atingerea obiectivelor de decarbonizare pentru anul 2030 şi obţinerea de beneficii economice din utilizarea hidrogenului în sectoarele cheie ale economiei, sunt necesare măsuri imediate pe întreg lanţul valoric al hidrogenului, în strânsă legătură cu securizarea oportunităţilor economice pentru zonele cu potenţial de consum intensiv (ex. industria oţelului, a fertilizanţilor, a cimentului sau ca opţiune de stocare a energiei). Strategia naţională a hidrogenului combină acţiunile pe termen scurt cu direcţiile de acţiune pe termen lung în vederea eliminării barierelor legislative şi susţinerii investiţiilor critice pe lanţul de producere şi consum în vederea atingerii obiectivelor naţionale în domeniul decarbonizării, în linie cu importanţa tot mai mare pe care o are această resursă la nivelul Uniunii Europene în efortul de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră. Actele legislative europene, respectiv planurile şi strategiile naţionale relevante care au fost luate în considerare pentru definirea obiectivelor, sunt următoarele: I. Europene: 1. Comunicarea Comisiei Europene C 2020/301 final către Parlament, Consiliu, Comitetul economic şi social european şi Comitetul regiunilor - O strategie pentru hidrogen: pentru o Europă neutră climatic (Strategia europeană pentru hidrogen); 2. Pactul Ecologic European (European Green Deal); 3. Directiva nr. 1788/2024 a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iunie 2024 privind normele comune pentru pieţele interne în sectorul gazelor din surse regenerabile, al gazelor naturale şi al hidrogenului, de modificare a Directivei (UE) 2023/1791 şi de abrogare a Directivei 2009/73/CE (reformare); 4. Regulamentul (UE) 2024/1789 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 iunie 2024 privind pieţele interne ale gazelor din surse regenerabile, gazelor naturale şi hidrogenului, de modificare a Regulamentelor (UE) nr 1227/2011, (UE) 2017/1938, (UE) 2019/942 şi UE 2022/869 şi a Deciziei UE 2017/684 şi de abrogare a Regulamentului CE nr. 715/2009 - reformare; 5. Directiva (UE) 2023/2413 a Parlamentului European şi a Consiliului din 18 octombrie 2023 de modificare a Directivei (UE) 2018/2001, a Regulamentului (UE) 2018/1999 şi a Directivei 98/70/CE în ceea ce priveşte promovarea energiei din surse regenerabile şi de abrogare a Directivei (UE) 2015/652 a Consiliului; 6. Directiva (UE) 2024/1275 a Parlamentului European şi a Consiliului din 24 aprilie 2024 privind performanţa energetică a clădirilor-reformare; 7. Regulamentul Delegat (UE) 2023/1184 al Comisiei din 10 februarie 2023 de completare a Directivei (UE) 2018/2001 a Parlamentului European şi a Consiliului prin instruirea unei metodologii a Uniunii de stabilire a unor norme detaliate pentru producţia de combustibili lichizi şi gazoşi de origine nebiologică obţinuţi din surse regenerabile şi utilizaţi în transporturi; 8. Regulamentul Delegat (UE) 2023/1185 al Comisiei din 10 februarie 2023 de completare a Directivei (UE) 2018/2001 a Parlamentului European şi a Consiliului prin stabilirea unui prag minim pentru reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră generate de combustibilii pe bază de carbon reciclat şi specificarea unei metodologii de evaluare a reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră obţinute de la combustibilii lichizi şi gazoşi de origine nebiologică produşi din surse regenerabile şi utilizaţi în transporturi şi de la combustibilii pe bază de carbon reciclat; 9. Regulamentul (UE) 2023/2405 al Parlamentului European şi al Consiliului din 18 octombrie 2023 privind asigurarea unor condiţii de concurenţă echitabile pentru un transport aerian durabil - ReFuelEU în domeniul aviaţiei; 10. Regulamentul (UE) 2023/1805 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 septembrie 2023 privind utilizarea combustibililor din surse regenerabile şi cu emisii scăzute de carbon în transportul maritim şi de modificare a Directivei 2009/16/CE; 11. Comunicarea Comisiei REPowerEU Plan C0M(2022) 230 final - REPowerEU; 12. Regulamentul (UE) 2023/1804 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 septembrie 2023 privind instalarea infrastructurii pentru combustibili alternativi şi de abrogare a Directivei 2014/94/UE; 13. Regulamentul delegat (UE) 2022/1214 al Comisiei din 9 martie 2022 de modificare a Regulamentului delegat (UE) 2021/2139 în ceea ce priveşte activităţile economice din anumite sectoare energetice şi a Regulamentului delegat (UE) 2027/2178 în ceea ce priveşte publicarea de informaţii specifice referitoare la activităţile economice respective; 14. Regulamentul (UE) 2024/1735 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 iunie 2024 de stabilire a unui cadru de măsuri pentru consolidarea ecosistemului european de producere de tehnologii "zero net" şi de modificare a Regulamentului (UE) 2018/1724; 15. Regulamentul (UE) 2020/852 al Parlamentului European şi al Consiliului din 18 iunie 2020 privind instituirea unui cadru care să faciliteze investiţiile durabile şi de modificare a Regulamentului (UE) 2019/2088 - Regulamentul privind taxonomia, cu modificările ulterioare; 16. Comunicarea Comisiei Europene COM (2023) 62 final, Un Plan industrial al Pactului verde pentru era cu zero emisii nete. II. Naţionale: 1. Planul Naţional de Redresare şi Rezilienţă al României (PNRR); 2. Planul Naţional Integrat pentru Energie şi Schimbări Climatice 2021-2030 (PNIESC), aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 1076/2021; 3. Programele de guvernare asumate începând cu anul 2021; 4. Strategia naţională pentru dezvoltarea durabilă a României 2030, aprobată prin Hotărârea Guvernului nr. 877/2018; 5. Strategia naţională privind economia circulară, aprobată prin Hotărârea Guvernului nr. 1172/2022; 6. Strategia naţionale privind adaptarea la schimbările climatice pentru perioada 2024 - 2030, cu perspectiva anului 2050, aprobată prin Hotărârea Guvernului nr. 1010/2024; 7. Programul nuclear naţional; 8. Strategia Naţională de Cercetare, Inovare şi Specializare Inteligentă 2022-2027, aprobată prin Hotărârea Guvernului nr. 933/2022. Suplimentar celor anterior menţionate, au fost analizate şi luate în considerare o serie de planuri şi documente programatice europene, precum Agenda strategică de cercetare şi inovare pentru hidrogen verde şi Strategic Energy Technology (SET) Plan, care definesc direcţiile de aplicare a tehnologiilor de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră. Potrivit Comisiei Europene, hidrogenul reprezintă la nivelul anului 2022 sub 2% din consumul de energie al Europei, fiind folosit în principal în industria petrochimică şi a fertilizatorilor. 96% din această producţie provine din gaz natural şi generează emisii de CO_2 semnificative. Hidrogenul din energie din surse regenerabile, obţinut prin electroliza apei, va juca un rol semnificativ pentru adresarea provocărilor aferente crizei climatice şi securităţii energetice, poziţie reflectată şi în Strategia europeană pentru hidrogen. Hidrogenul din energie din surse regenerabile ar urma să înlocuiască, parţial, consumul de combustibili fosili în transporturi şi în industriile în care reducerea emisiilor de carbon este dificil de realizat prin alte soluţii, reprezentând de asemenea şi o opţiune pentru stocarea surplusurilor din producţia de energie din surse regenerabile. Totodată, Strategia europeană pentru hidrogen prezintă viziunea evoluţiei economiei hidrogenului la nivel european, bazată pe cercetare şi inovare, pentru creşterea producţiei şi dezvoltarea infrastructurii necesare. Programul Horizon Europe cum de altfel şi programele conexe anterioare, Fondul pentru Inovare, Fondul pentru Modernizare şi Planul Naţional de Redresare şi Rezilienţă, printre altele, prevăd sume importante pentru dezvoltarea economiei hidrogenului, Comisia Europeană îndemnând statele membre să includă în cadrul PNIESC politici şi măsuri dedicate hidrogenului. Pachetul legislativ Fit-for-55, lansat în iulie 2021, aflat în stadiu avansat de adoptare, prevede o serie de propuneri legislative ce vizează susţinerea hidrogenului regenerabil şi a combustibililor sintetici pe bază de hidrogen regenerabil în multiple sectoare. Directiva (UE) 2023/2413 prevede ţinte minime obligatorii de consum pentru hidrogenul regenerabil (combustibili din surse regenerabile de origine nebiologică, RFNBO) în sectorul de transport şi în cel industrial. Regulamentul (UE) 2023/2405 prevede cote minime obligatorii, pentru adoptarea combustibililor de aviaţie sintetici, inclusiv prin utilizarea hidrogenului din surse regenerabile. FuelEU Maritime prevede obligaţii de reducere a emisiilor de carbon din domeniul maritim ce pot fi realizate inclusiv prin introducerea hidrogenului sau a combustibililor sintetici pe bază de hidrogen regenerabil sau cu amprentă redusă de carbon. Odată cu publicarea planului REPowerEU, în luna mai 2022, Comisia Europeană a ridicat nivelul de ambiţie a Europei cu privire la hidrogen, prevăzând o ţintă europeană pentru consum de hidrogen regenerabil de 20 de milioane de tone/an în 2030 (10 milioane tone produse intern şi 10 milioane tone din import). Pentru realizarea ţintelor, Comisia Europeană îndeamnă statele membre să valorifice hidrogenul din surse regenerabile pentru reducerea dependenţei de gazul rusesc. În cadrul REPowerEU, Comisia s-a angajat să finalizeze primele proiecte europene de interes comun (IPCEI) legate de hidrogen. Primele două apeluri de proiecte IPCEI (H2Tech şi Hy2Use) au fost deja acceptate pentru finanţare în 2022. Acestea prevăd un ajutor de stat pentru dezvoltarea proiectelor pe hidrogen în valoare de 10,6 miliarde de Euro*3). Acestea au fost urmate în 2024 de aprobarea a altor două apeluri de proiecte de tip IPCEI (H2 Infra şi H_2 Move) pentru dezvoltarea proiectelor de hidrogen în domeniul infrastructurii şi mobilităţii în valoare de 8,3 miliarde Euro*4). *3) Comisia Europeană - H2Tech autorizează ajutor de stat în valoare de 5,4 miliarde pentru 41 de proiecte, 35 companii în 15 state membre, în timp ce Hy2Use autorizează ajutor de stat în valoare de 5,2 miliarde de Euro pentru 35 de proiecte în 13 state membre (Septembrie 2022) *4) https://competition-policy.ec.europa.eu/state-aid/ipcei/approved-ipceis en La nivel european, au fost create foruri dedicate din care fac parte şi reprezentanţi din România, precum Hydrogen Energy Network - grup informal de reprezentanţi ai instituţiilor relevante în domeniu, având ca scop sprijinirea autorităţilor naţionale pentru valorificarea oportunităţilor oferite de hidrogen, şi European Clean Hydrogen Alliance - lansată odată cu Strategia europeană pentru hidrogen, care reuneşte autorităţi, reprezentanţi din industrie şi societatea civilă alături de alte instituţii, în scopul susţinerii demersurilor de dezvoltare a tehnologiilor hidrogenului până în 2030. La nivelul standardizării europene, din care şi România face parte, prin ASRO - Organismul Naţional de Standardizare, au fost elaborate şi publicate o serie de standarde europene referitoare la punctele de alimentare a vehiculelor cu hidrogen în stare gazoasă, la introducerea hidrogenului în infrastructura actuală de gaze şi la buteliile transportabile pentru hidrogen în stare gazoasă. Acestea sunt în proces de adoptare la nivel naţional, ca standarde române. Suplimentar, au fost adoptate la nivel naţional şi standarde internaţionale (ISO) referitoare la staţiile de alimentare a vehiculelor cu hidrogen în stare gazoasă şi la siguranţa sistemelor cu hidrogen. Pentru facilitarea dezvoltării economiei hidrogenului, au fost lansate şi iniţiative în domeniul cercetării şi inovării, precum Parteneriatul pentru hidrogen curat (PHC), un parteneriat public - privat pentru promovarea proiectelor de cercetare şi inovare dedicate hidrogenului prin programul Horizon Europe*5). PHC succede iniţiativei Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking (FCH JU), instituită prin regulamentul Consiliului la 30 mai 2008, ca parteneriat între Comisia Europeană, reprezentanţi ai industriei din Europa şi organizaţii de cercetare, pentru accelerarea dezvoltării şi folosirii tehnologiilor hidrogenului. *5) Comisia Europeană - Hidrogen în energie Tot în cadrul FCH JU a fost lansată, în ianuarie 2021, platforma Mission Innovation Hydrogen Valley Platform în care sunt prezentate cele mai avansate şi ambiţioase Hydrogen valleys de pe glob, atât proiecte finanţate cu aport de fonduri nerambursabile, cât şi cele finanţate exclusiv cu capital privat. Platforma a fost relansată în 08 mai 2023 Pe fondul acestor demersuri active la nivel european, deşi România încă nu dispune de un cadru de reglementare dedicat dezvoltării economiei hidrogenului regenerabil, PNIESC şi PNRR includ referiri privind "implementarea de proiecte pilot şi demonstrative pentru promovarea utilizării hidrogenului în producerea energiei electrice şi în sectorul industrial", care pot fi finanţate prin Fondul pentru Inovare. Ministerele implicate în procesul de tranziţie lucrează la o analiză a principalilor vectori de decarbonizare pentru orizontul anului 2050. În acest context, se evaluează că, din perspectiva potenţialului de energie din surse regenerabile, România ar putea opta pentru utilizarea hidrogenului în procesele industriale. Gazul natural reprezintă cca. 34% din mixul energetic utilizat în sectorul industrial, iar înlocuirea acestuia cu hidrogen din surse regenerabile sau având conţinut scăzut de carbon reprezintă o modalitate eficientă pentru decarbonizare. În ceea ce priveşte transportul şi distribuţia hidrogenului România analizează atât posibilitatea utilizării infrastructurii de gaze naturale existente, prin amestecarea hidrogenului în reţeaua publică de gaze naturale pe termen scurt (2025-2030) şi mediu (2030-2040), precum şi creşterea contribuţiei hidrogenului în reţeaua de transport şi distribuţie pe termen lung (>2040)*6), avându-se în vedere şi o serie de dispoziţii din Legea energiei electrice şi gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare care instituie obligaţia pentru distribuitorii de gaze naturale să elaboreze şi să transmită ANRE studii de perspectiva privind îmbunătăţirea sistemului inteligent de distribuţie a gazelor naturale în vederea injecţiei de hidrogen în amestec cu gazele naturale şi/sau pentru a fi convertite ulterior în distribuţii de hidrogen pentru a asigura conformitatea cu cerinţele de mediu, respectiv să preia cantităţile de hidrogen în conformitate cu reglementările /standardele tehnice legale în vigoare privind injecţia hidrogenului în reţelele de distribuţie a gazelor naturale, respectiv în convertirea acestora din distribuţie de gaze naturale în distribuţie de hidrogen cât şi dezvoltarea unor reţele regionale dedicate transportului hidrogenului în linie cu dispoziţiile Directivei (UE) 2024/1788. Nu în ultimul rând, România s-a alăturat iniţiativei European Hydrogen Backbone*7) în luna aprilie 2022. La 31 ianuarie 2023 aceasta reunea 31 de operatori ai infrastructurii energetice care şi-au propus să accelereze decarbonizarea prin valorificarea infrastructurii existente sau în curs de dezvoltare, cu scopul utilizării acesteia pentru transportul hidrogenului. Astfel, România va beneficia de oportunitatea dezvoltării unor noi interconexiuni şi deschiderea spre polii regionali şi internaţionali de hidrogen. *6) Planul Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice 2021-2030 (Aprilie 2020) - a fost revizuit în luna octombrie 2024 *7) European Hydrogen Backbone - Detalii European Hydrogen Backbone SECŢIUNEA a 2-a Corelarea Strategiei Naţionale pentru Hidrogen a României cu priorităţi la nivel naţional, strategii naţionale şi direcţii ale mediului privat Elaborarea strategiei naţionale a hidrogenului este un angajament al României pentru implementarea reformelor asumate prin PNRR, inclusiv pentru atingerea unor ţinte de decarbonizare prin pilonul aferent tranziţiei verzi. Aceste reforme sunt corelate cu prevederile din PNIESC, document în care este evidenţiată importanţa hidrogenului pentru securitatea energetică a ţării. Prin PNRR, România a alocat 115 milioane euro pentru 60MW de capacitate de electroliză prevăzute pentru companiile interesate de dezvoltarea unor capacităţi de producţie a hidrogenului regenerabil. O serie de sectoare economice (chimie, procese de rafinare, producţie de oţel etc.) ar putea reduce emisiile de carbon prin intermediul utilizării hidrogenului regenerabil, cu până la 70-95%*8). *8) Energy Policy Group - Hidrogenul curat în România, elementele unei strategii (Decembrie 2021) În linie cu noua strategie de politică industrială revizuită a UE*9), este necesară întreprinderea la nivel naţional a unor acţiuni specifice pentru dezvoltarea industriei hidrogenului, care să susţină promovarea unei industrii cu impact minim asupra mediului, pentru atenuarea schimbărilor climatice, prin reducerea emisiilor industriale de gaze cu efect de seră, asigurarea eficienţei energetice şi utilizarea resurselor prin tehnologii mai curate. Aceasta vizează, printre altele, susţinerea consolidării lanţurilor valorice, implementarea celor mai performante tehnologii şi dezvoltarea energiilor regenerabile. *9) Consiliul European - Politica industrială a UE Potrivit politicii energetice naţionale, se are în vedere alinierea la imperativele determinate de noul context european. Pe lângă prioritatea asigurării securităţii energetice naţionale, obiectivele cheie avute în vedere sunt: tranziţia verde, promovarea producţiei de energie electrică din surse regenerabile şi a noilor tehnologii, cu accent particular pe decarbonizarea furnizării de energie. Totodată, priorităţile naţionale urmăresc dezvoltarea întregului lanţ valoric al hidrogenului, prin participarea României la iniţiativele europene de încurajare a dezvoltării tehnologiilor pe bază de hidrogen, pentru a atinge pragul de competitivitate economică şi de utilizare la scară largă, cu o contribuţie esenţială la securitatea energetică şi susţinerea atragerii de investiţii în soluţiile tehnologice moderne care au atins un grad de maturitate şi care au fost suficient testate pentru a funcţiona în condiţii de eficienţă economică. Pentru implementarea politicilor şi priorităţilor naţionale privind hidrogenul este necesară elaborarea cadrului legislativ naţional în acest domeniu, în concordanţă cu noile prevederi comunitare pe gaze naturale, energie verde şi hidrogen, prin integrarea producţiei de energie electrică din surse regenerabile de energie (SRE) cu producţia de hidrogen. Măsurile propuse prin Strategia Naţională a Hidrogenului şi planul de acţiune aferent acesteia se aplică de către autorităţile/instituţiile publice implicate de la data intrării în vigoare a hotărârii Guvernului prin care se aprobă acest document. Prezenta Strategie este corelată cu politica energetică naţională care urmăreşte: a) Proiecte prioritare cu rol în realizarea obiectivelor naţionale strategice, precum "proiectele de digitalizare a reţelelor, stocarea, utilizarea hidrogenului şi măsurile de eficienţă energetică" b) Securitatea energetică - România poate deveni furnizor regional de securitate energetică nu doar prin valorificarea potenţialului resurselor regenerabile, ci şi prin "creşterea şi modernizarea capacităţilor de stocare compatibile cu utilizarea noilor gaze şi a hidrogenului" c) Priorităţi în tranziţia energetică şi investiţii în capacităţile de stocare, luând în calcul "potenţialul hidrogenului şi al gazelor noi în procesul de integrare sectorială şi optimizarea infrastructurii pentru preluarea unor noi purtători de energie precum hidrogenul" d) Promovarea utilizării energiei din surse regenerabile care urmăreşte "creşterea ponderii SRE şi a combustibililor cu conţinut scăzut de carbon în sectorul transporturilor - inclusiv biocombustibili avansaţi, hidrogen, combustibili produşi din deşeuri şi SRE-E", contribuind la punerea în aplicare a principiului "eficienţa energetică înainte de toate". e) Factori cu rol în crearea unei economii durabile - alături de biocombustibili, "energia din surse regenerabile şi hidrogenul vor contribui substanţial la transformarea sistemului energetic" f) Asigurarea capacităţilor de stocare de energie şi a sistemelor de rezervă g) Dezvoltarea sustenabilă a producţiei hidrogenului regenerabil pe teritoriul României, şi într-o mai mică măsură a hidrogenului cu amprentă redusă de carbon, în contextul decarbonizării şi atingerii obiectivelor de neutralitate climatică. Elaborarea Strategiei naţionale a Hidrogenului este armonizată cu strategiile europene, facilitând realizarea de obiective, priorităţi şi planuri investiţionale locale: a) Strategia naţională pentru dezvoltarea durabilă a României 2030 (SNDDR 2030)*10) - aspectele relevante pentru corelarea cu această strategie au fost evidenţiate în secţiunea II.3 privind Componenta de dezvoltare durabilă. *10) Departamentul pentru Dezvoltare Durabilă - Strategia naţională pentru dezvoltarea durabilă a României 2030 (Noiembrie 2018) b) Strategia naţională privind economia circulară (SNEC)*11) - asigură cadrul general pentru dezvoltarea structurilor şi capacităţilor productive, astfel încât să se valorifice durabil capitalul natural. *11) Departamentul pentru Dezvoltare Durabilă - Strategia naţională privind economia circulară (Septembrie 2022) c) Strategia naţională privind adaptarea la schimbările climatice pentru perioada 2022-2030, cu perspectiva anului 2050 (SNASC), care asigură revizuirea Strategiei naţionale privind schimbările climatice şi creşterea economică bazată pe emisii reduse de carbon pentru perioada 2016 - 2020, vizează îmbunătăţirea capacităţii de adaptare şi creştere a rezilienţei sistemelor socio-economice la efectele schimbărilor climatice, dar şi dezvoltarea sectorială în concordanţă cu principiile noii strategii a UE privind adaptarea la schimbările climatice sau Strategia UE pentru integrarea sistemului energetic. Prezenta strategie naţională a hidrogenului se aliniază la obiective specifice şi acţiuni ale strategiei privind adaptarea la schimbările climatice precum "creşterea rezilienţei sistemului energetic", "diversificarea tipurilor de purtători de energie în vederea creşterii rezilienţei sistemului energetic", "integrarea măsurilor de adaptare/tehnologii mai eficiente, surse regenerabile, diversificarea surselor de energie la schimbările climatice în sistemul de alimentare cu energie al consumatorilor industriali" - cu indicarea specifică a măsurii privind elaborarea strategiei în domeniul hidrogenului. d) Printre obiectivele strategice din cadrul proiectului Strategiei naţionale de dezvoltare a domeniului nuclear în România pentru perioada 2021-2030, cu perspectiva 2050 (SNDDN)*12) se evidenţiază că, la nivelul anului 2050, mixul de energie electrică, care va include energia nucleară, va contribui şi la dezvoltarea sectorul de producţie bazat pe tehnologii cu emisii reduse de carbon şi va asigura, printre altele, "extinderea utilizării tehnologiilor nucleare pentru aplicaţii non energetice". În cadrul obiectivului specific 5 - Consolidarea capacităţii de suport tehnico- ştiinţific şi creşterea rolului cercetării-inovării în domeniul nuclear este prevăzută "dezvoltarea unor programe/ proiecte de cercetare-dezvoltare referitoare la producţia de hidrogen care să valorifice energia electrică şi termică produsă în reactoare nucleare (în corelaţie cu direcţiile de acţiuni, măsuri etc. din Strategia Naţională a Hidrogenului)". Trimiteri similare la o strategie a hidrogenului se fac şi în Programul nuclear naţional*13). *12) Agenţia Nucleară şi pentru Deşeuri Radioactive - Strategia naţională de dezvoltare a domeniului nuclear în România (Octombrie 2022) *13) Agenţia Nucleară şi pentru Deşeuri Radioactive - Programul nuclear naţional (Octombrie 2022) e) În ultimii ani, în sectorul industrial din România au apărut o serie de iniţiative legate atât de producţia hidrogenul regenerabil, precum şi de distribuţia hidrogenului în amestec cu gazele naturale. Companii precum OMV Petrom, Liberty Steel, Chimcomplex şi operatori ai sistemului de distribuţie gaze naturale au inclus în strategiile de dezvoltare sau în planurile de afaceri obiective şi proiecte conexe precum: - OMV Petrom are ca obiectiv reducerea emisiilor de CO_2 cu 30% până în 2030 şi generarea de energie din surse regenerabile, dar şi introducerea de combustibili alternativi, inclusiv hidrogen, la staţiile de alimentare cu combustibili*14). Planul de investiţii aferente tranziţiei la energia verde include şi construirea unei instalaţii de producţie de hidrogen regenerabil. – Liberty Steel, cel mai mare producător de oţel din România, şi-a propus construirea unei instalaţii pentru producerea de hidrogen regenerabil, care să fie utilizat într-un proces industrial nou de producţie a oţelului*15), în vederea atingerii obiectivului de reducere a amprentei de carbon. *14) OMV Petrom - Strategia 2030 (Decembrie 2021) *15) LIBERTY Steel Group - Plan de transformare oţel verde - 20HyGrid*16), realizat de una din cele două mari companii de distribuţie gaze naturale din România, este primul proiect pilot din România prin care s-a testat injectarea unui amestec de 80% gaze naturale şi 20% hidrogen în reţele de distribuţie şi instalaţii/aparate de utilizare gaze naturale existente (uz casnic), fără modificări ale acestora. Acest proiect îşi propune pentru perioada următoare să testeze injecţia amestecului de gaze naturale şi hidrogen în reţelele de distribuţie a gazelor naturale existente. *16) 20HyGrid - Raport SECŢIUNEA a 3-a Componenta de dezvoltare durabilă Strategia Naţională a Hidrogenului şi Planul de Acţiune pentru România are o componentă semnificativă de dezvoltare durabilă, aliniindu-se unor obiective incluse în SNDDR 2030. Tranziţia către o economie durabilă la nivel naţional vizează, din perspectiva Strategiei Naţionale a Hidrogenului, acţiuni specifice pentru anumite sectoare economice, cu măsuri ce vor sprijini eforturile de decarbonizare, de promovare a economiei curate şi valorificare a tehnologiilor inovatoare. Acestea se circumscriu obiectivelor de dezvoltare durabilă ODD 7 - Energie curată şi la preţuri accesibile, ODD 9 - Industrie, inovaţie şi infrastructură, ODD 13 - Acţiune climatică, ce vor permite punerea în aplicare a unor soluţii noi, inovatoare, contribuind, totodată, la securitatea energetică şi la realizarea obiectivelor climatice asumate de România. Strategia Naţională a Hidrogenului şi Planul de Acţiune pentru România vizează evoluţia producţiei de hidrogen regenerabil, şi într-o mai mică măsură a hidrogenului cu amprentă redusă de carbon, o dată cu scăderea costului energiei regenerabile şi utilizarea acestuia în sectoarele ce folosesc combustibili fosili şi accelerarea evoluţiilor tehnologice. De asemenea, este evidenţiată de producerea hidrogenului regenerabil, în linie cu recomandările Strategiei Europene pentru Hidrogen şi cu obiectivul neutralităţii climatice. Valorificarea hidrogenului regenerabil sprijină obiectivele Pactului Ecologic European, precum realizarea neutralităţii climatice până în 2050 şi reducerea emisiilor GES cu cel puţin 55% până în 2030, comparativ cu nivelul din 1990, precum şi creşterea economică, crearea de locuri de muncă şi redresarea post-pandemie. Comisia Europeană deja investeşte semnificativ în tehnologii curate şi în lanţuri valorice pentru creşterea durabilă, plasând hidrogenul ca unul dintre elementele esenţiale ale tranziţiei energetice. În cadrul ODD 9, SNDDR 2030 recunoaşte poziţionarea modestă a României din punct de vedere al inovaţiei, subliniind că "pot fi competitive doar acele ţări care încurajează inovarea". Dezvoltarea şi modernizarea prin tehnologii şi procese industriale curate, modernizarea capacităţilor tehnologice ale sectoarelor industriale şi încurajarea inovării sunt doar câteva dintre demersurile propuse de acest document, pe care strategia naţională a hidrogenului le susţine. SECŢIUNEA a 4-a Părţile implicate Strategia Naţională a Hidrogenului şi Planul de acţiune pentru România susţine un proces complex în care sunt implicate o serie de instituţii guvernamentale: ● Ministerul Energiei - în calitate de iniţiator şi beneficiar al proiectului de elaborare a strategiei naţionale a hidrogenului având şi funcţia de analiză, sinteză, decizie, coordonare, monitorizare şi planificare la nivel central pentru domeniul serviciului de alimentare cu energie termică în sistem centralizat; ● Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor, pentru procedura de evaluare strategică de mediu şi alte aspecte de profil; ● Ministerul Economiei, Digitalizării, Antreprenoriatului şi Turismului - politici industriale; ● Ministerul Transporturilor şi Infrastructurii - problematica de transport; ● Ministerul Educaţiei şi Cercetării - problematica de cercetare - dezvoltare; ● Ministerul Investiţiilor şi Proiectelor Europene - finanţare din fonduri europene. De asemenea, sunt implicate şi o serie de autorităţi cu atribuţii în domeniu, companii naţionale, institute de cercetare cu rol în facilitarea implementării măsurilor aferente dezvoltării hidrogenului şi asociaţii profesionale precum: ● Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei - ANRE; ● Secretariatului General al Guvernului; ● Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale - TRANSGAZ S.A.; ● Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice - Transelectrica S.A.; ● Institutul Naţional de Cercetare-Dezvoltare pentru Tehnologii Criogenice şi Izotopice - ICSI Rm. Vâlcea; ● Inspecţia de Stat pentru Controlul Cazanelor, Recipientelor sub Presiune şi Instalaţiilor de Ridicat - ISCIR; ● Institutul Naţional de Cercetare - Dezvoltare pentru Securitate Minieră şi Protecţie Antiexplozivă - INSEMEX Petroşani; ● Asociaţia pentru Energia Hidrogenului din România - AEHR; ● Asociaţia pentru Combustibili Sustenabili - ACS; ● Organismul Naţional de Standardizare din România - ASRO. Implicarea entităţilor cu rol în dezvoltarea unei economii a hidrogenului într-o serie de consultări etapizate a avut ca scop culegerea de date necesare documentării corecte şi complete, înţelegerea viziunii acestora, avansarea de recomandări şi generarea sinergiei necesare includerii în strategie a unor propuneri, obiective, direcţii de acţiune majoritar acceptate. CAP. III Viziune şi direcţii strategice Viziunea Strategiei Naţionale a Hidrogenului (SNH) şi a Planului de acţiune pentru România au ca scop dezvoltarea unei economii a hidrogenului, cu accent pe hidrogen regenerabil însă acordând atenţie şi hidrogenului cu amprentă redusă de carbon, la un preţ accesibil, în perspectiva reducerii emisiilor de carbon şi dezvoltării economice şi tehnologice durabile şi competitive, prin dezvoltarea următoarelor direcţii strategice pentru anul 2030: 1. Decarbonizarea economiei, prin folosirea hidrogenului regenerabil în sectoarele dificil de decarbonizat prin alte metode (de exemplu: imposibilitatea electrificării directe); 2. Creşterea economică prin dezvoltarea sustenabilă a unor tehnologii pentru industrii dificil de decarbonizat şi crearea de noi locuri de muncă; 3. Dezvoltarea tehnologică pentru a asigura o mobilizare pe termen lung a economiei hidrogenului şi pentru a susţine atragerea de investiţii în economie şi creşterea standardului de viaţă; 4. Securitatea energetică, prin utilizarea hidrogenului şi a soluţiilor Power-to-X pentru optimizarea integrării surselor de energie regenerabilă şi pentru realizarea integrării sectoriale. Pentru dezvoltarea direcţiilor strategice propuse în SNH sunt definite 4 obiective generale şi 23 obiective specifice, detaliate în textul strategiei, precum şi un plan de acţiuni pentru 2030, respectiv un set de direcţii de acţiune în perspectiva anilor 2035 şi 2050. Aceste obiective trebuie atinse respectând principiul "do no significant harm" din Pactul Ecologic European, în special fără a contribui la stresul hidric şi la pierderea biodiversităţii. Obiectivele generale au ca scop facilitarea dezvoltării consumului şi a producţiei de hidrogen regenerabil în România în anul 2030, susţinerea dezvoltării tehnologice şi a transferului către aplicaţii industriale şi nu în ultimul rând dezvoltarea echilibrată şi stabilă a Sistemului Energetic Naţional. În acelaşi timp, alături de hidrogenul regenerabil, în sectorul industrial se va promova, suplimentar şi utilizarea hidrogenului cu amprentă redusă de carbon. Hidrogenul regenerabil, va juca un rol semnificativ pentru adresarea provocărilor aferente crizei climatice şi securităţii energetice. Acesta ar urma să înlocuiască, parţial, consumul de combustibili fosili în transporturi şi în industriile în care reducerea emisiilor de carbon este dificil de realizat prin alte soluţii având un rol important în menţinerea competitivităţii României şi, totodată, la realizarea ţintelor climatice. Nu în ultimul rând hidrogenul regenerabil va avea un rol important şi pentru transformarea sistemului energetic, suplimentar, în aplicaţiile industriale care utilizează hidrogen, va putea fi utilizat şi hidrogenul cu amprentă redusă de carbon. Strategia oferă oportunitatea de a crea premisele pentru creşterea nivelului de competitivitate al tehnologiilor hidrogenului în raport cu alţi vectori din diferite industrii din punct de vedere al producţiei, transportului, stocării şi valorificării finale. În acest context, apare necesitatea creării unor "văi ale hidrogenului" cu rol catalizator pentru dezvoltarea unei economii curate. CAP. IV Cadrul legal naţional şi european relevant pentru problematica hidrogenului şi implicaţiile acestuia Legislaţia primară actuală prevede o serie de aspecte referitoare la hidrogen, făcându-se deja primii paşi în reglementarea sectorului hidrogenului. Principalele modificări aduse cadrului de reglementare au fost adoptate începând cu anul 2020, când Ordonanţa Guvernului nr.106/2020 pentru modificarea şi completarea Legii energiei electrice şi gazelor naturale 123/2012 (Legea energiei) a inclus primele prevederi dedicate ce reglementează aspecte privind hidrogenul la nivel naţional. În ceea ce priveşte legislaţia secundară, există reglementări care stabilesc cadrul pentru autorizarea proiectelor privind producerea de hidrogen şi acordarea licenţelor de exploatare comercială a noilor instalaţii de producere a hidrogenului. Cu toate acestea, chiar dacă legislaţia secundară oferă un cadru general ce vizează procesul de dezvoltare şi exploatare a instalaţiilor de producţie a hidrogenului în România este totuşi necesară completarea cadrului de reglementare secundar în vederea implementării Strategiei Naţionale a Hidrogenului şi a Planului de Acţiune aferent. Cu privire la transportul hidrogenului pe drumuri şi căi ferate, cadrul de reglementare actual prevede că transportul hidrogenului urmează aceleaşi reguli ca pentru toate celelalte mărfuri periculoase, fiind aplicabile, în principal, următoarele acte normative: 1. Legea nr. 31/1994 pentru aderarea României la Acordul european referitor la transportul rutier internaţional al mărfurilor periculoase (A.D.R.), adoptat şi semnat la Geneva la 30 septembrie 1957; 2. Ordonanţa Guvernului nr. 77/1998 pentru aderarea României la Protocolul de amendare a articolelor 1a), 14(1) şi 14(3)b) ale Acordului european din 30 septembrie 1957 referitor la transportul rutier internaţional de mărfuri periculoase (ADR), încheiat la Geneva la 28 octombrie 1993; 3. Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 126/2011 privind echipamentele sub presiune transportabile care transpune Directiva nr. 2010/35/UE. Totuşi, cadrul de reglementare privind transportul şi distribuţia hidrogenului prin reţeaua de gaze naturale prezintă anumite lacune, având în vedere că nici Legea energiei şi nici reglementările secundare emise de ANRE nu prevăd deocamdată reguli privind distribuţia hidrogenului prin reţeaua de gaze naturale a amestecului de hidrogen şi gaze naturale care poate fi injectat în reţea. Având în vedere faptul că în anul 2024 a fost adoptată Directiva (UE) 2024/1788, este necesara transpunerea acesteia în legislaţia primara prin modificarea şi completarea Legii Energiei, în ceea ce priveşte domeniul hidrogenului. În aprilie 2023, ANRE a emis Ordinul nr. 63/2023 privind aprobarea Regulilor necesare adoptării Codului pentru hidrogen. Acest act normativ stabileşte liniile directoare pentru transformarea sau conversia sistemului de distribuţie a gazelor naturale în vederea pregătirii acestuia pentru injectarea unor cantităţi de hidrogen produs prin utilizarea surselor de energie regenerabilă care vor sta la baza elaborării Planului de transformare a sistemului de distribuţie a gazelor naturale de către operatorii sistemelor de distribuţie de gaze naturale. Referitor la consumul şi stocarea hidrogenului, scopurile utilizării hidrogenului sunt prevăzute expres în Legea energiei. Această lege trebuie amendată cu prevederi specifice privind publicarea normelor tehnice în domeniul hidrogenului conform art. 10 alin. (2) din Directiva 2024/1788 care dispun ca statele membre, sau în cazul în care statele membre au decis astfel, autorităţile de reglementare solicită operatorilor de reţele de hidrogen de pe teritoriul lor să publice norme tehnice, în special în ceea ce priveşte normele privind racordarea la reţea, care includ cerinţe privind calitatea gazului, odorizarea şi presiunea gazului. În ceea ce priveşte stocarea hidrogenului, prin asimilarea cu alte gaze ce pot fi comprimate sau lichefiate, se poate considera că există anumite norme aplicabile, respectiv prescripţii tehnice privind funcţionarea în condiţii de siguranţă a instalaţiilor sub presiune, însă nu se poate considera că actualul cadru de reglementare este complet, fiind necesare inclusiv revizuiri şi actualizări ale prescripţiilor tehnice incidente. Astfel pentru distribuţia şi furnizarea de hidrogen, ISCIR desfăşoară activitatea de elaborare a proiectului prescripţiei tehnice PT C 15-2025 "Instalaţii de alimentare cu hidrogen" care stabileşte condiţiile şi cerinţele tehnice pentru montarea, instalarea, punerea în funcţiune, autorizarea funcţionării, utilizarea/exploatarea, deservirea, supravegherea tehnică, verificarea tehnică în utilizare,repararea, lucrările de întreţinere, precum şi verificarea tehnică în utilizare pentru estimarea duratei remanente de viaţă a instalaţiilor de alimentare cu hidrogen utilizat drept combustibil pentru vehicule cu motoare care pot funcţiona cu acest tip de carburant. Pentru stocarea, respectiv transportul hidrogenului, ISCIR desfăşoară activitatea de elaborare a proiectelor prescripţiilor tehnice: PT C 5-2025 - "Butelii pentru gaze comprimate, lichefiate sau dizolvate sub presiune", care stabileşte condiţiile şi cerinţele tehnice pentru umplere, verificare tehnică în utilizare şi repararea buteliilor, inclusiv pentru volume şi presiuni utilizate în domeniul hidrogenului, respectiv PT C 12-2025 "Recipiente cisterne, recipiente containere şi recipiente butoaie metalice pentru gaze comprimate, lichefiate sau dizolvate sub presiune". Pentru stocarea hidrogenului (în rezervoare industriale / butelii), se consideră că folosirea hidrogenului nu conduce la necesitatea modificării prescripţiei tehnice PT C4 -2010 "Recipiente metalice stabile sub presiune". Cu privire la vehiculele cu hidrogen şi infrastructura de realimentare în scopuri de mobilitate, este de menţionat că vehiculele cu hidrogen nu beneficiază de o reglementare specială, fiind aplicabile normele generale în materie. În acest context, menţionăm în principal Regulamentul (UE) 2019/2144 al Parlamentului European şi al Consiliului din 27 noiembrie 2019 privind cerinţele pentru omologarea de tip a autovehiculelor şi remorcilor acestora, precum şi a sistemelor, componentelor şi unităţilor tehnice separate destinate unor astfel de vehicule, în ceea ce priveşte siguranţa generală a acestora şi protecţia ocupanţilor vehiculului şi a utilizatorilor vulnerabili ai drumurilor, de modificare a Regulamentului (UE) 2018/858 al Parlamentului European şi al Consiliului şi de abrogare a Regulamentelor (CE) nr. 78/2009, (CE) nr. 79/2009 şi (CE) nr. 661/2009 ale Parlamentului European şi ale Consiliului şi a Regulamentelor (CE) nr. 631/2009, (UE) nr. 406/2010, (UE) nr. 672/2010, (UE) nr. 1003/2010, (uE) nr. 1005/2010, (UE) nr. 1008/2010, (UE) nr. 1009/2010, (UE) nr. 19/2011, (UE) nr. 109/2011, (UE) nr. 458/2011, (UE) nr. 65/2012, (UE) nr. 130/2012, (UE) nr. 347/2012, (UE) nr. 351/2012, (UE) nr. 1230/2012 şi (UE) 2015/166 ale Comisiei, care a fost adoptat în timpul preşedinţiei române a Consiliul UE. Legea nr. 34/2017 privind instalarea infrastructurii pentru combustibili alternativi transpune în legislaţia naţională Directiva 2014/94/UE. Hidrogenul este unul dintre combustibilii alternativi utilizaţi în transporturi, conform art. 3 lit. a) din Legea nr. 34/2017. În aplicarea prevederilor art. 12 alin. (3) din Legea nr. 34/2017, guvernul a adoptat în anul 2018, Strategia privind Cadrul naţional de politică pentru dezvoltarea pieţei în ceea ce priveşte combustibilii alternativi în sectorul transporturilor şi pentru instalarea infrastructurii relevante în România. La acest moment, deşi nu este abrogată Legea nr. 34/2017 privind instalarea infrastructurii pentru combustibili alternativi, este în vigoare Regulamentul UE 2023/1804 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 septembrie 2023 privind instalarea infrastructurii pentru combustibili alternativi şi de abrogare a Directivei 2014/94/UE. În acest sens a fost modificată Hotărârea Guvernului nr. 87/2018 pentru aprobarea Strategiei privind Cadrul naţional de politică pentru dezvoltarea pieţei în ceea ce priveşte combustibilii alternativi în sectorul transporturilor şi pentru instalarea infrastructurii relevante în România şi înfiinţarea Consiliului interministerial de coordonare pentru dezvoltarea pieţei pentru combustibili alternativi, care prevede faptul că scopul coordonării şi consilierii instituţionale şi metodologice îl reprezintă atingerea obiectivelor naţionale obligatorii pentru instalarea unei infrastructuri suficiente pentru combustibilii alternativi, precum şi implementarea Regulamentului (UE) 2023/1804 în România. În ceea ce priveşte staţiile de încărcare cu hidrogen, cadrul de reglementare actual conţine reglementări minime privind specificaţiile tehnice pentru punctele de alimentare cu hidrogen pentru vehicule, iar pentru atingerea obiectivelor privind numărul staţiilor de distribuţie cu hidrogen şi dezvoltarea infrastructurii aferente sunt necesare norme tehnice în baza cărora se poate emite autorizaţia de operare. Printre acestea se numără şi standardele europene şi internaţionale referitoare la staţiile de alimentare a vehiculelor cu hidrogen în stare gazoasă şi la siguranţa sistemelor cu hidrogen. În ceea ce priveşte cadrul de reglementare al hidrogenului la nivelul UE, pot fi identificate şi distinse diferite abordări. În primul rând, menţionăm Strategia europeană pentru Hidrogen propusă de Comisia Europeană ce defineşte obiectivele şi proiectele centrale în domeniul hidrogenului în sensul unei declaraţii de intenţie. În principiu, se referă la întregul lanţ valoric al hidrogenului (producere, transport, stocare, furnizare şi consum final). Înainte de adoptarea Strategiei europene pentru Hidrogen de către Comisia Europeană, au intrat deja în vigoare acte legislative europene care abordează hidrogenul în diverse contexte. Cu toate acestea, pe baza Strategiei europene pentru Hidrogen, sunt în prezent planificate diferite acte juridice pentru a face un prim pas către un cadru legal cuprinzător la nivelul UE. În special, în cadrul pachetului Fit for 55, precum şi în cadrul celui de-al patrulea pachet privind piaţa internă a gazelor naturale, Comisia Europeană a propus o serie de proiecte de regulamente şi directive ce urmăresc reglementarea pieţei hidrogenului, dar şi lansarea acesteia cât de curând posibil. Astfel, printre cele mai recente acte legislative din pachetul Fit for 55 votate se numără următoarele: i) Revizuirea Directivei ETS; ii) Modificarea Regulamentului privind Monitorizarea, Raportarea şi Verificarea în domeniul transportului maritim; iii) Revizuirea Directivei ETS în sectorul aviaţiei; iv) Regulamentul de instituire a Fondului pentru atenuarea impactului social al acţiunilor climatice; v) Regulamentul privind instituirea unui mecanism de ajustare la frontieră în funcţie de carbon; Directiva (UE) 2023/2413 prevede ţinte minime, obligatorii, de consum pentru combustibili din surse regenerabile de origine nebiologică în domeniul transporturilor şi în cel industrial. Specific, Directiva are în vedere următoarele: a) Statele membre se asigură că, până în 2030, contribuţia combustibililor regenerabili de origine nebiologică utilizaţi în scopuri energetice finale şi neenergetice va fi de mimim 42% din hidrogenul utilizat în industrie în scopuri energetice şi neenergetice finale; b) Posibilitatea de a extinde noile cerinţe de evaluare şi coordonare (printre altele, evaluarea potenţialului de echilibrare) la operatorii de sisteme de transport şi distribuţie a gazelor, inclusiv ai reţelelor de hidrogen; c) Statele membre trebuie să stabilească în sarcina furnizorilor de combustibili obligaţia de a se asigura că cantitatea de combustibil regenerabil (notă: definiţia poate acoperi cel puţin hidrogen regenerabil) furnizată sectorului transporturilor conduce la o reducere a intensităţii GES de cel puţin 16% până în 2030, comparativ cu linia de referinţă stabilită. În data de 13 februarie 2023, în baza articolului 27 alineatul (3) din Directiva (UE) 2018/2001, Comisia Europeană a adoptat două acte delegate, respectiv Regulamentul delegat (UE) 2023/1184 al Comisiei din 10 februarie 2023 de completare a Directivei (UE) 2018/2001 a Parlamentului European şi a Consiliului prin instituirea unei metodologii a Uniunii de stabilire a unor norme detaliate pentru producţia de combustibili lichizi şi gazoşi de origine nebiologică obţinuţi din surse regenerabile şi utilizaţi în transporturi şi Regulamentul delegat nr. 1185/2023 de completare a Directivei (UE) 2018/2001 a Parlamentului European şi a Consiliului prin stabilirea unui prag minim pentru reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră generate de combustibilii pe bază de carbon reciclat şi prin specificarea unei metodologii de evaluare a reducerilor de emisii de gaze cu efect de seră obţinute de la combustibilii lichizi şi gazoşi de origine nebiologică produşi din surse regenerabile şi utilizaţi în transporturi şi de la combustibilii pe bază de carbon reciclat. Astfel, primul act delegat defineşte situaţiile în care hidrogenul, combustibilii pe bază de hidrogen sau alţi purtători de energie pot fi consideraţi combustibili din surse regenerabile de origine nebiologică. Normele trebuie să asigure că aceşti combustibili pot fi produşi numai din energie electrică "suplimentară" din surse regenerabile produsă în acelaşi timp şi în aceeaşi zonă cu producţia acestora. Al doilea act delegat stabileşte metodologia de calcul a economiilor de emisii de GES obţinute prin utilizarea RFNBO şi prin combustibilii pe bază de carbon reciclat. Metodologia ţine seama de ciclul de viaţă integral al combustibililor la calcularea emisiilor şi a economiilor asociate. Actul stabileşte totodată că economiile de emisii de gaze cu efect de seră rezultate din utilizarea combustibililor pe bază de carbon reciclat trebuie să fie de minimum 70 %, faţă de combustibilii pe care îi înlocuiesc. Regulamentul (UE) 2023/2405 al Parlamentului European şi al Consiliului din 18 oct 2023 privind asigurarea unor condiţii de concurenţă echitabile pentru un transport aerian durabil (ReFuelEU în domeniul aviaţiei) prevede cote minime obligatorii, pentru adoptarea combustibililor de aviaţie sintetici, inclusiv prin utilizarea hidrogenului din surse regenerabile iar FuelEU Maritime prevede obligaţii de reducere de emisii de carbon din domeniul maritim ce pot fi realizate, inclusiv, prin introducerea hidrogenului sau a combustibililor sintetici pe bază de hidrogen regenerabil sau cu intensitate de carbon redusă. De asemenea, propunerea pentru revizuirea Directivei privind impozitarea produselor energetice şi electricităţii prevede taxarea hidrogenului când este folosit drept combustibil, exceptând, în anumite condiţii, taxarea hidrogenului regenerabil. În ceea ce priveşte următorii paşi necesari, având în vedere evoluţiile la nivel legislativ din partea UE, accentul se pune în primul rând pe aspectele rezultate atât din cel de-al patrulea pachet privind piaţa internă a gazelor, cât şi din pachetul Fit-for-55. Astfel este necesară crearea condiţiilor pentru dezvoltarea unei pieţe pentru hidrogenul regenerabil, a unei infrastructuri de hidrogen şi promovarea accelerată a acestuia în întregul lanţ valoric. În ceea ce priveşte dezvoltarea infrastructurii, pot fi consideraţi paşi iniţiali de implementare: a) stabilirea unui cadru juridic pentru separarea operatorilor de reţele de hidrogen prin alegerea uneia dintre cele trei opţiuni posibile (fie separare totală, fie desemnarea unui operator independent de reţea de hidrogen sau un operator de reţea integrată de hidrogen); b) stabilirea unui cadru legal pentru separarea operatorilor de sisteme de hidrogen în ceea ce priveşte separarea juridică şi contabilă; c) pregătirea cadrului legal pentru accesul la şi utilizarea reţelelor dedicate de hidrogen. Aceşti paşi trebuie înţeleşi doar ca linii directoare generale pentru etapele iniţiale de implementare a viitoarelor reglementări europene cum ar fi Directiva (UE)2024/1788. Motivul principal pentru această condiţie este că procedurile legislative pentru cele două pachete de măsuri menţionate anterior ale Comisiei Europene sunt încă în curs de pregătire şi aprobare, finalizarea procedurilor legislative individuale ca parte a pachetelor de măsuri fiind aşteptată în cursul acestui an. Principalele propuneri identificate în cadrul sesiunilor de lucru desfăşurate cu actorii din industrie şi cu părţile interesate relevante, sunt rezumate la aspecte precum: d) modificarea şi dezvoltarea cadrului legislativ în vederea: (i) simplificării procesului lung şi complex de autorizare pentru proiectele de generare a hidrogenului, proces coordonat între diferitele autorităţi implicate, (ii) dezvoltarea cadrului de reglementare pentru autorizarea construcţiei şi operării staţiilor de distribuţie de către autorităţile competente; e) un cadru de reglementare special pentru văile de hidrogen (hub-uri de hidrogen) şi încurajarea producţiei şi utilizării hidrogenului în astfel de văi; f) modificarea mecanismului actual al pieţei de energie pentru a genera stimulente pentru serviciile de echilibrare a reţelei şi pentru partea de stocare, aspecte pe care hidrogenul regenerabil le poate oferi; g) aprobarea legii eoliene offshore şi a legislaţiei secundare aferente; h) adoptarea unei legislaţii şi a reglementărilor relevante, precum şi desemnarea autorităţilor competente pentru certificarea hidrogenului, implementarea unui sistem de garanţii de origine pentru hidrogen şi a unui mecanism de certificare a operatorilor de hidrogen, conform prevederilor cuprinse în Directiva RED III. Cu privire la necesitatea identificată de a se modifica cadrul legislativ pentru proiectele de energie în vederea simplificării acestuia, un important pas îl reprezintă acordul din 30 martie 2023 dintre Consiliul European şi Parlamentul European cu privire la modificarea Directivei (UE) 2018/2001. Acesta are în vedere implementarea unor proceduri de autorizare mai simple şi mai rapide a proiectelor de producere de energie din surse regenerabile. Printre altele, modificările prevăd că în zonele cu potenţial mare pentru energie din surse regenerabile şi cu riscuri de mediu reduse, statele membre vor institui zone dedicate de accelerare a utilizării energiei din surse regenerabile, cu procese de autorizare deosebit de scurte şi simple. Totodată, acordul stabileşte obiective orientative (precum 1,6% creştere anuală a utilizării energiei din surse regenerabile), precum şi un obiectiv obligatoriu, anume de a atinge un procent de 42% de utilizare a hidrogenului regenerabil în consumul total de hidrogen în industrie la nivelul anului 2030. Nu în ultimul rând, acordul introduce posibilitatea ca statele membre să reducă contribuţia de combustibili din surse regenerabile de origine nebiologică în utilizarea industrială cu 20%, cu două condiţii: a) contribuţia naţională a statelor membre la obiectivul general obligatoriu al UE să fie egală cu contribuţia preconizată; b) ponderea hidrogenului din combustibili fosili consumată în statul membru să nu depăşească 23% în 2030 şi 20% în 2035. CAP. V Situaţia actuală a hidrogenului în România şi potenţialul său de dezvoltare SECŢIUNEA 1 Ţinte de decarbonizare PNIESC (2021) Planul Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice 2021-2030 stabileşte ţintele naţionale ce contribuie la realizarea obiectivelor UE, derivate pe baza Acordului de la Paris (decembrie 2015), privind schimbările climatice. Contribuţia României la decarbonizare este evidenţiată prin aplicarea schemei EU-ETS de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră (conform HG nr. 780/2006 privind stabilirea schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră) şi respectarea obiectivelor anuale de emisii pentru sectoarele non-ETS, remarcându-se următoarele ţinte: a) totalul emisiilor de gaze cu efect de seră în sectoarele economiei naţionale vor fi reduse cu aproximativ 50% în 2030 faţă de 1990; b) reducerea nivelului emisiilor gazelor cu efect de seră (GES) din sistemul de tranzacţionare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră în UE/Emissions Trading System (ETS) cu 43,9% în 2030 (faţă de 2005); c) reducerea nivelului emisiilor GES din sectoarele non-ETS cu 2% (faţă de 2005); d) ponderea globală a energiei din surse regenerabile (SRE) va reprezenta 30.7% din consumul final brut de energie la nivelul anului 2030; Reducerea consumului primar de energie cu 45,1% (până la 32,3 Mtep) în 2030, respectiv reducerea consumului final de energie cu 40,4% (până la 25,7% Mtep) în 2030 faţă de scenariul de referinţă PRIMES 2007. Directiva (UE) 2023/2413 a Parlamentului European şi a Consiliului din 18 octombrie 2023 de modificare a Directivei (UE) 2018/2001, a Regulamentului (UE) 2018/1999 şi a Directivei 98/70/CE în ceea ce priveşte promovarea energiei din surse regenerabile şi de abrogare a Directivei (UE) 2015/652 a Consiliului - Directiva RED III. Detaliile sunt prezentate în Capitolul IV - Cadrul legal naţional şi european relevant pentru problematica hidrogenului şi implicaţiile acestuia. Fit-for-55 Pachet legislativ aflat în proces de negociere la nivelul UE ce include un set de propuneri de revizuire şi actualizare a legislaţiei UE, pentru a reduce emisiile nete de gaze cu efect de seră cu cel puţin 55% până în 2030 raportat la 1990. În cadrul acestuia sunt adresate o serie de ţinte şi obiective de decarbonizare, având impact major asupra economiei/domeniului hidrogenului: a) reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 12,7% în cazul României în 2030 faţă de nivelul din 2005; b) reducerea cu până la 100% a emisiilor de CO_2 pentru noile autoturisme şi camionete în orizontul anului 2035 - acord trialog între Parlamentul European, Consiliul Uniunii Europene şi Comisia Europeană; c) creşterea ţintei actuale pentru 2030 la nivelul UE, privind ponderea globală a energiei din SRE în consumul final brut de energie de la 32%, la cel puţin 42,5%; d) creşterea de la 32,5% la 39% a ţintelor privind reducerea consumului primar de energie şi respectiv, de la 32,5% la 36% în cazul consumului final de energie la nivelul UE în perspectiva anului 2030 faţă de scenariul de referinţă PRIMES 2007; e) o pondere minimă, obligatorie, a combustibililor din surse regenerabile de origine nebiologică utilizaţi în domeniul transporturilor de cel puţin 5,5% în 2030 din energia furnizată în transporturi*17); *17) Consiliul European - Acord provizoriu între Consiliul şi Parlamentul European privind directiva energiei regenerabile (Martie 2023) f) o pondere minimă, obligatorie, a combustibililor din surse regenerabile de origine nebiologică de 42% din consumul total de hidrogen în domeniul industrial şi 60% în 2035*18); *18) Consiliul European - Acord provizoriu între Consiliul şi Parlamentul European privind directiva energiei regenerabile (Martie 2023) g) creşterea ponderii minime de combustibili durabili în domeniul aviaţiei la 2% în 2025, 6% în 2030, 20% în 2035 şi 70% în 2050 (cu o sub-obligaţie de cel puţin 1,2% în 2030 şi 5% în 2035, pentru combustibili sintetici) conform ReFuelEU Aviation*19); *19) Regulament - UE - 2023/2405 - RO - EUR-Lex - Regulamentul (UE) 2023/2405 al Parlamentului European şi al Consiliului din 18 oct 2023 privind asigurarea unor condiţii de concurenţă echitabile pentru un transport aerian durabil (ReFuelEU în domeniul aviaţiei) prin care s-a aprobat Propunerea de Regulament al Parlamentului European şi al Consiliului privind asigurarea unor condiţii de concurenţă echitabile pentru un transport aerian durabil (Iulie 2021). h) reducerea medie anuală a intensităţii emisiilor de gaze cu efect de seră comparativ cu media înregistrată în 2020 cu 2% în 2025, 6% în 2030 şi 14,5% în 2040 pentru navele de peste 5.000 de tone brute care intră în porturile europene conform FuelEU în domeniul maritim; i) staţii de realimentare cu hidrogen, în ceea ce priveşte infrastructura pentru combustibili alternativi, la cel mult fiecare 200 km pe reţeaua TEN-T principală şi cel puţin o staţie de alimentare cu H_2 pentru fiecare nod urban până la finele lui 2030. Totodată, Statele Membre trebuie să pregătească un plan de implementare a reţelei de staţii de alimentare cu H_2 până în 2027. REPowerEU (2022) Planul Comisiei Europene menit să asigure independenţa Europei faţă de combustibilii fosili din Rusia înainte de 2030, bazându-se pe diversificarea rutelor de aprovizionare cu energie, economisirea energiei, dar şi pe tranziţia către energie verde, ce conturează următoarele ţinte de decarbonizare, ce influenţează direct România şi industria hidrogenului cuprinde următoarele măsuri: 1. achiziţii comune de gaze naturale, gaze naturale lichefiate (GNL) şi hidrogen prin intermediul Platformei energetice a UE pentru toate statele membre care doresc să participe, precum şi pentru Ucraina, Moldova, Georgia şi Balcanii de Vest; 2. creşterea ţintei actuale pentru 2030, la nivelul UE, privind ponderea globală a energiei din SRE în consumul final de energie de la 40% (valoare prevăzută în varianta iniţială a pachetul Fit for 55) la 45%; 3. creşterea nivelului de ambiţie în ceea ce priveşte economiile de energie prin stabilirea unei valori mai ridicate, de la 9 % la 13 %, pentru obiectivul UE în materie de eficienţă energetică pentru 2030; 4. creşterea producţiei de biometan pentru a reduce importurile de gaz cu 17 miliarde de metri cubi; 5. dublarea ratei actuale de instalare a pompelor de căldură individuale, ceea ce ar însemna un total de 10 milioane de unităţi instalate în următorii 5 ani; 6. pentru atingerea ţintei din REPowerEU, anume de a utiliza 20 milioane tone hidrogen regenerabil până în 2030, Comisia a definit acceleratorul de hidrogen. Acesta pune accent pe înlocuirea consumului de hidrogen produs din gaz natural cu hidrogen regenerabil, în industria îngrăşămintelor şi în rafinare, precum şi pe utilizarea hidrogenului regenerabil în industria oţelului. În sectorul transporturilor, au fost determinate ca prioritare, în vederea înlocuirii combustibililor fosili importaţi din Rusia, transportul cu camioane grele, combustibilii sustenabili pentru aviaţie şi pentru transportul pe apă. De asemenea, se recomandă formarea unor văi de hidrogen în care acesta să aibă multiple utilizări, aşteptarea fiind ca numărul acestora să se dubleze la nivelul Uniunii până în anul 2025*20). *20) Comisia Europeană - Commission Staff Working Document Implementing The Repower EU Action Plan: Investment Needs, Hydrogen Accelerator and Achieving The Bio-Methane Targets (Mai 2022) SECŢIUNEA a 2-a Lanţul valoric al hidrogenului în România În România, hidrogenul este în prezent o materie primă folosită în special în rafinare, în producţia de îngrăşăminte şi în industria chimică, fiind utilizat în majoritatea cazurilor la locul producţiei acestuia. În contextul aşteptat, pe baza ţintelor de consum şi decarbonizare menţionate anterior, luând în considerare că rolul hidrogenului nu va fi doar de materie primă ci şi de combustibil, viitorul lanţ valoric va încorpora următoarele segmente: a) producţia de hidrogen regenerabil, considerat prioritar, hidrogenul cu amprentă redusă de carbon şi, într-o etapă viitoare, prin piroliza gazului metan, ulterior anului 2030; b) stocarea de hidrogen, în formă gazoasă, lichidă, ca purtător de hidrogen lichid-organic (LOHC), sau amoniac; c) transportul şi distribuţia hidrogenului în formă gazoasă: prin conducte şi în vase presurizate, pe cale rutieră, feroviară, fluvială sau maritimă; ● , ● d) aplicaţiile şi utilizarea hidrogenului în domenii mai diverse faţă de cele actuale, în funcţie de condiţiile locale: combustibil în domeniul transporturilor, reducerea emisiilor în industriile dificil de decarbonizat, cum ar fi rafinarea şi petrochimia, chimia, metalurgia, industriile cimentului, ceramicii şi hârtiei, în procesele industriale de temperatură înaltă, dar şi ca mediu de stocare a energiei şi materie primă pentru combustibili sintetici precum şi în sectorul de încălzire pentru actualii utilizatori de gaze naturale, atât casnici cât şi noncasnici. Sunt necesare investiţii semnificative în fiecare dintre aceste segmente ale lanţului valoric pentru a dezvolta în România o economie competitivă a hidrogenului. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.2.1 - Lanţul valoric potenţial al hidrogenului în România, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) V.2.1. Producţie Pe baza datelor furnizate de marii producători/consumatori din industriile locale, care utilizează hidrogenul în procesele industriale (rafinare, siderurgie, industria chimică, îngrăşăminte), printre care se numără AirLiquide, Azomureş, Chimcomplex, Erdemir, Hoeganaes, Liberty Galaţi, Linde Gaz, OMV Petrom, Oţel Inox, Petrotel-Lukoil, Rompetrol, companiile din industrie au însumat o producţie totală de hidrogen de 194 mii de tone în 2021. Valorile mai jos prezentate în figura nr.V.2.1.1, pentru intervalul 2017-2021, sunt validate la nivelul anului 2020 cu raportările FCHO*21), unde producţia şi consumul de hidrogen al României au fost estimate la aproximativ 223 mii de tone. *21) Fuel Cells and Hydrogen Observatory - Cerere Hidrogen În România, majoritatea hidrogenului este produs prin reformarea metanului cu abur, reformare catalitică şi, într-o mult mai mică măsură, prin electroliza apei şi consumat în cadrul proceselor industriale necesare producţiei. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.2.1.1 - Producţia de hidrogen pe tipuri de tehnologii, exprimată în tone, pentru perioada 2017- 2021, Sursă: Analiză Horvath pe baza informaţiilor primite de la principalii producători/consumatori de hidrogen din industrie (Februarie 2022) Procesele de obţinere a hidrogenului prin reformare catalitică şi reformarea metanului cu abur produc emisii de CO_2*22), în România neexistând instalaţii la scara industrială de captare a acestor emisii*23). *22) IEA - Carbon capture, utilisation and storage (Octombrie 2022) 9 t CO_2 / t H_2 produs din gaz natural, respectiv 20 t CO_2 / t H_2 produs din cărbune *23) Chimcomplex explorează alternative tehnologice şi de investiţii pentru captarea CO_2 pentru a-l utiliza în propriile procese chimice, însă nu la o scară industrială Emisiile rezultate în cadrul procesului de obţinere a hidrogenului prin electroliza apei depind de mixul energetic utilizat în proces, respectiv de amprenta de carbon a sistemului energetic naţional. Având în vedere că hidrogenul obţinut prin electroliza apei în România nu utilizează exclusiv energie din surse regenerabile, se poate considera că emisiile de CO_2 respective sunt similare cu emisiile de CO_2 rezultate din producţia energiei electrice utilizate în procesul de electroliză. În vederea decarbonizării, producţia de hidrogen gri ar trebui înlocuită cu hidrogen regenerabil şi, într- o mai mică măsură, cu hidrogen cu amprentă redusă de carbon. Hidrogenul regenerabil este produs prin electroliza apei, utilizând energie electrică din surse regenerabile, astfel că, la nivel teoretic, orice sursă de energie din surse regenerabile ar putea fi utilizată: eolian, solar, hidro, biomasă şi biogaz. Centralele pe biomasă, indiferent de tehnologie (combustie directă, transformare în biogaz, sau altă tehnologie, de exemplu piroliză) reprezintă o sursă de energie nevariabilă (producţie bandă, spre deosebire de eolian şi solar) dar în volume semnificativ mai mici*24) şi cu un cost mediu în termeni reali (LCOE) mult mai mare decât al centralelor eoliene şi solare*25). Astfel, hidrogenul produs prin electroliza apei din energie electrică rezultată din biomasă ar conţine o componentă de cost necompetitivă, iar volumele rezultate ar fi foarte reduse, făcând transportul şi distribuţia hidrogenului ineficiente. *24) Transelectrica - Producţie: 124 MW capacitate instalată în SEN (Iulie 2022) *25) IRENA - Trenduri Globale: LCOE pentru energie din surse biologice depinde foarte mult de disponibilitatea şi costurile colectării materiei prime biologice, a volumelor, stării acestora etc. iar aceste caracteristici influenţează direct tipul de tehnologie utilizată. Cu toate aceste diferenţe care determină intervale de LCOE, IRENA a estimat pentru anul 2020 LCOE mediu pentru energia din surse biologice la 0,076 USD / kWh, a energiei din surse geotermale la 0,071, în timp ce pentru energia solară avem un LCOE mondial mediu la 0,057 USD / kWh, iar pentru energia eoliană onshore 0,039 USD / kWh. Singura sursă mai scumpă la nivel mediu mondial, în anul 2020, a fost energia eoliană offshore, cu un LCOE mediu de 0,084 USD / kWh (Iunie 2021) Producerea de hidrogen regenerabil folosind energie electrică din biomasă are un impact negativ asupra mediului, în special asupra "rezervoarelor de carbon" şi asupra biodiversităţii. Biogazul rezultat din diferite materii prime (nămol rezidual, deşeuri alimentare sau biologice etc.) este un gaz "verde", curat, care poate fi îmbunătăţit prin purificare de CO_2 şi alte reziduuri, devenind biometan. Astfel, biogazul şi, mai ales biometanul, pot fi considerate surse de energie complementare hidrogenului cu amprentă redusă de carbon, cu rolul lor propriu în decarbonizarea mixului energetic naţional. Mai mult decât atât, caracteristicile tehnice ale biometanului nu se deosebesc de cele ale metanului "natural", astfel încât poate fi utilizat direct în consumul casnic sau industrial, respectiv poate fi amestecat cu metanul, contribuind la reducerea amprentei de carbon. Transformarea biogazului sau biometanului în energie electrică, doar cu scopul alimentării unor electrolizoare cu energie verde, înseamnă un proces suplimentar de transformare şi, implicit, o reducere semnificativă a eficienţei întregului proces de producţie a hidrogenului cu amprentă redusă de carbon (biogaz în energie electrică, energie electrică în hidrogen). Prin urmare, această metodă nu reprezintă o opţiune eficientă, chiar dacă există proiecte în derulare inclusiv cu susţinere financiară în UE.
┌──────────────────────────────────────┐
│Analiza SWOT - Producţie de H_2 │
├────────────────────┬─────────────────┤
│Puncte forte (S) │Puncte slabe (W) │
├────────────────────┼─────────────────┤
│ │• Costul încă │
│ │necompetitiv al │
│ │tehnologiilor de │
│ │producţie a │
│ │hidrogenului │
│ │regenerabil │
│ │• Balanţa │
│ │energetică a │
│ │României este │
│ │negativă, din │
│ │anul 2019 România│
│ │fiind importator │
│ │net de energie │
│ │(la nivel de an) │
│ │*26); o serie de │
│ │instalaţii vechi │
│ │nu funcţionează │
│ │la capacitatea │
│ │lor nominală, │
│ │astfel că nu │
│ │există în prezent│
│ │potenţial de │
│ │generare ce ar │
│ │putea fi dedicat │
│ │producerii │
│ │hidrogenului │
│ │• Necesarul │
│ │relativ mare de │
│ │producţie de │
│ │energie din surse│
│ │regenerabile │
│ │suplimentar faţă │
│ │de producţia │
│ │prevăzută în │
│ │PNIESC │
│ │(capacitate │
│ │instalată) │
│ │• Capacitatea │
│ │limitată de │
│ │transport a │
│ │energiei │
│• Potenţial ridicat │electrice │
│din punct de vedere │necesare pentru │
│meteorologic şi │electroliză │
│climatic pentru │• Ritmul de │
│producţia de energie│penetrare a │
│din surse solare şi │capacităţilor │
│eoliene, ceea ce │solare şi eoliene│
│oferă premisele │pe piaţa din │
│producţiei de │România este │
│hidrogen regenerabil│lent, comparativ │
│la preţuri care pot │cu media UE*27), │
│deveni competitive │producţia de │
│ │hidrogen │
│ │regenerabil fiind│
│ │dependentă de │
│ │capacităţi │
│ │adiţionale │
│ │instalate │
│ │• Nu există │
│ │capacităţi locale│
│ │ale marilor │
│ │producători de │
│ │electrolizoare │
│ │(Thyssen │
│ │Krupp, Haldor │
│ │Topsoe, Siemens │
│ │Energy, Cummins, │
│ │SunFire, │
│ │Iberlyzer, ITM │
│ │Power, NEL etc.) │
│ │• Resursa umană │
│ │pentru operarea │
│ │tehnologiilor │
│ │bazate pe │
│ │hidrogen este │
│ │insuficientă │
│ │• În interesul │
│ │reducerii │
│ │costurilor de │
│ │producţie a │
│ │hidrogenului │
│ │regenerabil, │
│ │economiile de │
│ │scară impun │
│ │instalarea unor │
│ │capacităţi de │
│ │electroliză cât │
│ │mai mari, fapt │
│ │care generează o │
│ │nevoie de capital│
│ │importantă pentru│
│ │proiecte viabile │
│ │din punct de │
│ │vedere comercial │
├────────────────────┼─────────────────┤
│Oportunităţi (O) │Riscuri (T) │
├────────────────────┼─────────────────┤
│ │• Respectarea │
│ │principiului │
│ │adiţionalităţii, │
│ │şi anume, │
│ │dezvoltarea unor │
│ │capacităţi de │
│ │producţie de │
│ │energie din surse│
│ │regenerabile │
│ │dedicate pentru │
│ │producţia de │
│ │hidrogen │
│ │• Pentru │
│ │producţia de │
│• Planurile de │hidrogen prin │
│dezvoltare a │electroliza apei │
│producţiei de │utilizând │
│energie nucleară │tehnologiile │
│creează premisele │mature este │
│producţiei de │nevoie de cca. │
│hidrogen cu amprentă│9-20 litri de apă│
│redusă de carbon │pentru 1 kg de │
│• Există o istorie │hidrogen*28), │
│şi o tradiţie a │astfel încât │
│producţiei de │disponibilitatea │
│hidrogen atât prin │unui volum │
│reformare catalitică│suficient de mare│
│pentru obţinerea │de apă în │
│benzinelor, │proximitatea │
│reformarea cu abur a│echipamentelor de│
│metanului, cât şi │producţie va fi │
│prin electroliza │un factor │
│apei. Prin prezenţa │determinant de │
│unor procese │succes pentru │
│industriale │producţia de │
│funcţionale de │hidrogen prin │
│producţie şi consum │electroliză │
│a hidrogenului │• Risc de │
│(Azomureş, │explozie, │
│rafinăriile: │deoarece │
│Petrobrazi, Vega, │scurgerile de │
│Petromidia, │hidrogen nu pot │
│Petrotel, fabricile:│fi identificate │
│Chimcomplex Rm. │decât prin │
│Vâlcea şi Borzeşti │intermediul │
│etc.), România │instalării de │
│dispune de capital │senzori dedicaţi,│
│uman instruit în │deoarece orice │
│utilizarea │substanţă │
│hidrogenului, pe │odorizantă face │
│baza căruia se poate│hidrogenul │
│dezvolta capitalul │inutilizabil în │
│uman adiţional │aplicaţiile │
│necesar │bazate pe pile de│
│• Conform ţintelor │combustie │
│de decarbonizare la │• Lipsa în │
│nivel European şi │prezent atât a │
│naţional, necesarul │unei cereri de │
│de hidrogen │hidrogen stabile │
│regenerabil va avea │şi clare, în alte│
│o creştere │utilizări decât │
│accelerată │cele deja │
│• Dezvoltarea unor │consacrate, cât │
│noi pieţe (interne │şi a unor │
│şi în Uniunea │mecanisme de │
│Europeană) care vor │piaţă │
│utiliza hidrogen sau│• Dezvoltarea │
│LOHC în sectoarele │lanţului valoric,│
│economice dificil de│creşterea cererii│
│decarbonizat │în special pentru│
│• Dezvoltarea │capacităţi mari │
│reactoarelor mici │de electroliză │
│modulare cu │• Tehnologia de │
│utilizări conexe │producţie a │
│multiple, inclusiv │hidrogenului prin│
│producerea │electroliza apei │
│hidrogenului │folosind energie │
│• Utilizarea │din surse │
│instrumentelor de │regenerabile este│
│finanţare existente │încă │
│pentru dezvoltarea │necompetitivă din│
│tehnologiilor │punct de vedere │
│hidrogenului, cu │economic │
│accent pe hidrogenul│comparativ cu │
│regenerabil │costul de │
│ │producere a │
│ │hidrogenului gri,│
│ │fiind astfel │
│ │nevoie de │
│ │finanţarea │
│ │substanţială a │
│ │producţiei de │
│ │hidrogen │
│ │regenerabil │
│ │pentru ca acesta │
│ │să atingă │
│ │paritatea cu │
│ │hidrogenul produs│
│ │pe bază de surse │
│ │fosile │
└────────────────────┴─────────────────┘
*26) Transelectrica - Raport Anual 2021 (Martie 2022) *27) SolarPower Europe - Perspectivele pieţii UE 2021-2025 (Energie Solară) - Conform ţintelor actuale din PNIESC, în 2030 România va avea 279 W instalaţi pe locuitor, faţă de media UE de 758 W instalaţi pe locuitor, în pofida unui potenţial meteorologic bun (Decembrie 2021) *28) IRENA - Green Hydrogen Cost Reduction (Decembrie 2020) V.2.2. Stocare, transport şi distribuţie Stocarea şi transportul hidrogenului produs vor interveni pe lanţul valoric ca elemente semnificative de cost atunci când aplicaţiile se vor diversifica, respectiv când sursele de producţie nu se vor mai afla la locul utilizării. De asemenea, pentru volumele semnificative de hidrogen, trebuie luat în considerare atât procesul de conversie a hidrogenului în produse ce pot fi stocate şi transportate eficient, cât şi cel de reconversie a acestora în hidrogen. Utilizarea hidrogenului produs din energie din surse regenerabile variabile (solară sau eoliană) la scară industrială va crea nevoia dezvoltării unei capacităţi substanţiale de stocare de hidrogen. Acest lucru, deşi implică costuri investiţionale considerabile, are avantajul de a oferi o modalitate eficientă de stocare a energiei regenerabile şi evitarea congestionării reţelei de transport de energie electrică, care reprezintă la nivelul actual unul dintre factorii ce încetinesc rata de dezvoltare a capacităţii de producţie de energie din surse regenerabile în România. Dezvoltarea unei capacităţi de stocare de hidrogen în România ar putea conduce la accelerarea considerabilă a dezvoltării de capacităţi de producţie de energie din surse regenerabile, mult peste rata care ar putea fi atinsă prin utilizarea exclusiv a sistemului actual de electricitate. Hidrogenul poate fi transportat şi stocat ca atare, în formă gazoasă sau lichidă, sau sub formă de Liquid Organic Hydrogen Carrier (LOHC), care este un compus chimic ce poate fi hidrogenat şi dehidrogenat. În vederea transportării hidrogenului prin reţeaua de distribuţie şi/sau transport a/al gazelor naturale, conductele de transport trebuie să reziste la permeabilitatea hidrogenului, exemplul conductelor din polietilenă. Conform ANRE, în reţelele/sistemele de distribuţie a gazelor naturale din România, ponderea conductelor din polietilenă reprezintă 68,15% din totalul lungimii conductelor sistemelor de distribuţie a gazelor naturale*29). Cu toate acestea, anumite elemente de îmbinare, staţiile de comprimare şi alte elemente de reţea vor trebui adaptate pentru a permite transportul şi distribuţia hidrogenului. *29) ANRE - Raport privind realizarea indicatorilor de performanţă pentru serviciul de transport şi de sistem şi serviciul de distribuţie şi de sistem al gazelor naturale, în anul gazier 01.10.2021 - 30.09.2022 şi starea tehnică a sistemelor de transport şi de distribuţie a gazelor naturale 2022 În ceea ce priveşte transportul hidrogenului pe cale rutieră, camioanele sunt adecvate pentru hidrogenul comprimat, pe distanţe scurte, pe raze de cca. 200 km, distanţă după care acest mijloc de transport devine ineficient din prisma costurilor, dar şi a amprentei de carbon a transportului. Transportul hidrogenului pe cale feroviară este considerat eficient pentru transportul hidrogenului, pe distanţe între 100-800 km, luând în considerare existenţa unei reţele feroviare şi a infrastructurii de încărcare-descărcare aferente. Forma de transport este sub formă de LOHC sau amoniac, din cauza densităţii volumetrice scăzute pe unitatea de energie a hidrogenului gazos. Pentru stocare, transport şi distribuţie există posibilitatea asigurării unor staţii de alimentare multi-funcţionale (staţii unde se produce, stochează şi distribuie H2). O staţie de alimentare multi-funcţională ar putea avea în componenţa sa mai multe puncte de alimentare pentru diferite tipuri de transport, inclusiv pentru vehicule (autovehicule, vehicule de transport marfă, vehicule feroviare, etc.) Într-o astfel de situaţie costurile de exploatare ar fi mai reduse, deoarece se va evita transportul de la staţiile unde se produce hidrogenul până la staţiile de alimentare. Beneficiul unei staţii de alimentare multi-funcţională ar fi diversificarea parcului de vehicule ce pot beneficia de alimentarea cu hidrogen din staţiile respective, având în vedere localizarea favorabilă din punct de vedere logistic şi al cererii. Transportul pe nave este anticipat a fi utilizat pentru transportul intercontinental, sub formă de amoniac sau LOHC. Toate aceste metode de transport, stocare şi distribuţie trebuie să ia în considerare, însă, pierderile de energie rezultate prin transformare şi caracteristicile diferite de siguranţă. De exemplu, hidrogenul lichid are o densitate de energie mai mare decât hidrogenul gazos comprimat, dar procesul de lichefiere consumă mai multă energie decât cel de comprimare. În cazul unei scurgeri, hidrogenul sub formă gazoasă se ridică şi are potenţial de disipare, pe când cel lichid îngheaţă aerul din jur şi devine un gaz greu. Amoniacul sau LOHC au o densitate de energie mai mare decât hidrogenul lichid şi pot fi transportate şi depozitate în rezervoare la aprox. -33°C şi 1 bar. Dezavantajul este constituit de pierderile/consumul de energie pentru sinteza amoniacului şi apoi dehidrogenare. Alţi LOHC pot consuma mai puţină energie în procesele de transformare, dar pot avea o densitate de energie mai mică pe volum decât amoniacul. Toate aceste lucruri arată faptul că modalităţile de transport şi stocare trebuie să fie adaptate utilizării finale. De asemenea, va trebui să se ţină seama de procedurile legislative europene în privinţa unbundling- ului la nivelul lanţului valoric al hidrogenului, în acest sens, vor trebui separate activităţile de transport şi de distribuţie a hidrogenului, similar cu cele legate de transportul şi distribuţia gazelor naturale. Având în vedere că România şi-a fundamentat poziţia de a utiliza gazul natural ca şi combustibil de tranziţie, dezvoltarea unor infrastructuri de transport şi distribuţie a hidrogenului, paralel cu cele ale gazului natural ar fi extrem de costisitor şi ar dura prea mult timp. Din acest motiv, şi având în vedere experienţa de lucru specifică a operatorului de transport şi a celor de distribuţie se impune separarea celor două roluri pentru lanţul valoric al hidrogenului. În ceea ce priveşte unbundling-ul pe orizontală, având în vedere intenţia şi capacitatea operatorilor de distribuţie gaze naturale de a dezvolta reţele proprii pe standardul dual "Smart grid" "Hydrogen ready", separarea contabilă a activităţii de distribuţie gaze naturale de cea de distribuţie hidrogen trebuie să fie în linie cu prevederile Directivei UE 2024/1788. Transportul hidrogenului în amestec cu metanul prin sistemele de transport şi distribuţie a gazelor naturale este una dintre modalităţile de reducere a emisiilor cu efect de seră pe întregul lanţ valoric al gazelor naturale. Dezavantajul amestecului hidrogenului regenerabil în sistemul de transport şi distribuţie a gazelor naturale, este faptul că volumele de hidrogen regenerabil sunt limitate, astfel încât ar exista o concurenţă între utilizarea directă la locul de consum, faţă de utilizarea în amestec cu metanul. La nivelul sistemelor de distribuţie, la ora actuală, nivelul de amestec ar fi limitat doar de prezenţa staţiilor de reîncărcare cu gaz natural comprimat (GNC), din cauza necesităţii limitării amestecului de hidrogen la 2% în vehiculele propulsate cu gaz. În general cerinţele pentru ajustarea infrastructurii la nivelul sistemelor de distribuţie sunt relativ puţine. Pe de altă parte, în sistemele de transport, amestecul cu hidrogen introduce problema alimentării consumatorilor industriali direct racordaţi la SNT, centralelor electrice şi depozitelor subterane în roci poroase. În SNT pot apărea cerinţe de eliminare a hidrogenului din amestec la noduri de reţea şi consumatori racordaţi direct. Pentru consumatorii industriali racordaţi direct la SNT, amestecul hidrogenului în gazele naturale la faţa locului ar elimina necesitatea separării lor în reţea. Studii internaţionale*30) în acest domeniu*31) arată că un amestec volumetric de până la 20% este fezabil din punct de vedere tehnic, dar există încă incertitudini cu privire la sensibilitatea pe termen lung a unor materiale componente (ţevi, aparatură etc.). *30) Sistemul de transport al gazelor naturale din România nu a fost inclus în aceste studii *31) Fraunhofer IEE - THE LIMITATIONS OF HYDROGEN BLENDING IN THE EUROPEAN GAS GRID (Ianuarie 2022) Naţional Renewable Energy Laboratory - Blending Hydrogen Into Natural Gas Pipeline Networks: A Review of Key Issues (Martie 2013) Compendium of Hvdrogen Energy - Underground and pipeline hydrogen storage - M. Panfilov (2016) Tabelul de mai jos arată exemple pentru diferite niveluri de amestec volumetric de hidrogen, pentru sistemul de transmisie, depozitare, distribuţie şi pentru utilizatori, care ar fi fezabile din punct de vedere tehnic, care ar necesita modificări, unde este necesară cercetare în viitor, unde este nevoie de modificări sau înlocuiri semnificative, respectiv exemple care nu sunt fezabile din punct de vedere tehnic. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.2.2.1 - Gradul de pregătire a componentelor din reţelele de transport şi distribuţie de gaze naturale pentru amestecul cu hidrogen, Sursă: Fraunhofer IEE*29), Analiză Horvath (Februarie 2023) (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.2.2.2 - Modalităţile de transport şi stocare a hidrogenului, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023)
┌──────────────────────────────────────┐
│Analiza SWOT - Stocare, transport şi │
│distribuţie de H_2 │
├────────────────────┬─────────────────┤
│Puncte forte (S) │Puncte slabe (W) │
├────────────────────┼─────────────────┤
│• Existenţa unor │• Densitatea │
│reţele de transport │volumetrică a │
│şi/sau distribuţie a│hidrogenului este│
│gazelor naturale │de 3 ori mai mică│
│• Pondere ridicată a│decât a gazelor │
│conductelor din │naturale, ceea ce│
│polietilenă din │conduce la │
│totalul lungimii │scăderea │
│conductelor │conţinutului │
│sistemelor de │energetic al │
│distribuţie a │capacităţii de │
│gazelor naturale │transport prin │
│• România are │conducte │
│potenţial pentru │• Stocarea şi │
│amenajarea de │transportul │
│rezervoare naturale │hidrogenului sunt│
│de stocare (caverne │mai complexe │
│de sare sau câmpuri │decât pentru │
│epuizate de gaze │combustibilii │
│naturale) aşa cum a │fosili, fapt care│
│fost analizat şi în │implică costuri │
│cadrul proiectului │suplimentare de │
│HyUnder*32) │operare │
│• Există instalaţii │• Infrastructura │
│de sinteză a │pentru │
│amoniacului, în │transportul │
│funcţiune şi în │rutier este deja │
│conservare │suprasolicitată │
│• Infrastructura │• Experienţa şi │
│feroviară a │puterea economică│
│platformelor │a │
│industriale este │transportatorilor│
│adecvată │români, în │
│• Există potenţial │special pe │
│pentru transportul │sectoarele │
│hidrogenului pe cale│fluvial şi │
│fluvială şi navală │maritim, este │
│ │relativ scăzută │
├────────────────────┼─────────────────┤
│Oportunităţi (O) │Riscuri (T) │
├────────────────────┼─────────────────┤
│• Dezvoltarea unor │ │
│capacităţi de │ │
│stocare de hidrogen │ │
│în România ar putea │ │
│conduce la │ │
│accelerarea │ │
│considerabilă a │ │
│dezvoltării de │ │
│capacitaţi de │ │
│producţie de energie│ │
│din surse │ │
│regenerabile mult │ │
│peste rata care ar │ │
│putea fi atinsă prin│ │
│utilizarea doar a │ │
│sistemului de │• Poziţia │
│electricitate ce │favorabilă a │
│vizează exclusiv │ţărilor din │
│transportul energiei│regiune (Grecia, │
│electrice │Ucraina) sau din │
│• O mai mare │UE (Portugalia şi│
│diversitate a │Spania) în ceea │
│modurilor de │ce priveşte │
│transport al │costul de │
│hidrogenului la │producţie şi │
│costuri competitive │disponibilitatea │
│(ex. transport │SRE │
│maritim, fluvial, │• Risc de │
│reţea feroviară │explozie deoarece│
│extinsă) │scurgerile de │
│• Utilizarea │hidrogen nu pot │
│cavernelor de sare │fi identificate │
│pentru depozitarea │decât prin │
│subterană a │intermediul │
│hidrogenului, în │instalării de │
│baza unor studii │senzori dedicaţi,│
│geologice adecvate │deoarece orice │
│• ANRE a publicat, │substanţă │
│la finalul anului │odorizantă face │
│2021, Programul de │hidrogenul │
│reglementări al ANRE│inutilizabil în │
│pentru 2022-2023, cu│aplicaţii bazate │
│termen de realizare │pe pile de │
│trim. IV 2023. Acest│combustie │
│program a fost │• Depozitarea │
│aprobat şi cuprinde │subterană a │
│ca act de │hidrogenului în │
│reglementare │caverne de sare, │
│”Cerinţe tehnice │deşi fezabilă din│
│minime de │punct de vedere │
│proiectare, execuţie│tehnic, poate fi │
│şi exploatare │neadecvată din │
│sisteme de │punct de vedere │
│alimentare gaze │geologic şi │
│naturale în amestec │neacceptată de │
│cu hidrogen”, cu │către public │
│termen de finalizare│• Adaptarea │
│trim. IV 2024, cu │reţelelor │
│menţiunea că │existente de │
│termenul de aprobare│transport şi/sau │
│depinde de │distribuţie al/a │
│desfăşurarea │gazelor naturale │
│procesului la nivel │la cerinţele │
│European, conform │tehnice pentru │
│prevederilor │transportul │
│regulamentelor │hidrogenului │
│europene*33), şi │ │
│prevede: │ │
│- Elaborarea de │ │
│norme tehnice │ │
│(condiţii tehnice) │ │
│pentru distribuţia │ │
│de hidrogen, în │ │
│amestec cu gaze │ │
│naturale │ │
│- Elaborarea de │ │
│norme tehnice │ │
│(condiţii tehnice) │ │
│pentru distribuţia │ │
│de hidrogen pur │ │
│(100%) │ │
└────────────────────┴─────────────────┘
*32) HyUnder - Assessment of the Potenţial, the Actors and Relevant Business Cases for Large Scale and Long Term Storage of Renewable Electricity by Hydrogen Underground Storage in Europe (Iunie 2014) *33) ANRE - Program de reglementări ANRE 2022-2023 (Noiembrie 2021) V.2.3. Aplicaţii şi utilizare Precum a fost menţionat în subcapitolul V.2.1, în prezent, consumul de hidrogen din România este destinat exclusiv mediului privat din sectorul industrial, preponderent în rafinare, chimie, siderurgie şi producţia de îngrăşăminte chimice. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.2.3.1 - Consumul de hidrogen pe ramuri industriale, exprimat în procente medii, pe perioada 2017 - 2021, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) Sectorul industrial În prezent, majoritatea hidrogenului consumat în industrie este produs ca rezultat al reacţiilor chimice din cadrul proceselor industriale respective. În vederea atingerii ţintelor de decarbonizare la nivel naţional, hidrogenul ar putea fi, de asemenea, utilizat în alte procese şi ramuri industriale (ex. oţel, ciment, ceramică). Conform opiniilor din industrie, implementarea hidrogenului în procese industriale adiţionale şi/sau în alte ramuri industriale este dependentă de adaptarea tehnologiilor de producţie şi educarea forţei de muncă. Din cauza lipsei de maturitate a utilizării hidrogenului în ramuri industriale noi şi a dificultăţii de adaptare a tehnologiei existente, se estimează că există o singură nouă utilizare a hidrogenului vizată în industrie până în 2030, şi anume în procesele de obţinere a oţelului. Industria cimentului are în vedere utilizarea hidrogenului pentru a înlocui combustibilii fosili, dar se aşteaptă ca tehnologia să atingă maturitatea necesară după orizontul anului 2030, la nivel european existând o serie de proiecte prin care se testează la scară industrială fezabilitatea tehnică şi comercială.
┌──────────────────────────────────────┐
│Analiza SWOT - Aplicaţii şi utilizare │
│de H_2 │
├──────────────────┬───────────────────┤
│Puncte forte (S) │Puncte slabe (W) │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ │• Costul de │
│ │producţie a │
│ │hidrogenului │
│ │regenerabil, şi │
│ │astfel costul │
│ │înlocuirii │
│ │combustibililor │
│• Utilizarea │fosili este, în │
│hidrogenului │prezent, ridicat şi│
│regenerabil în │dificil de adresat │
│sectorul │în lipsa unor │
│industrial poate │măsuri de sprijin │
│avea un impact │• Procesele │
│semnificativ │industriale │
│asupra reducerii │necesită un flux │
│costurilor cu │continuu de │
│emisiile de CO_2, │hidrogen, astfel că│
│reprezentând, de │sunt necesare │
│asemenea, un │capacităţi de │
│avantaj competitiv│stocare a │
│ │hidrogenului pentru│
│ │a acoperi │
│ │perioadele în care │
│ │electrolizorul nu │
│ │funcţionează din │
│ │lipsă de energie │
│ │din surse │
│ │regenerabile │
├──────────────────┼───────────────────┤
│Oportunităţi (O) │Riscuri (T) │
├──────────────────┼───────────────────┤
│• Adoptarea şi │ │
│utilizarea tot mai│ │
│accentuată a │ │
│hidrogenului va │ │
│permite extinderea│ │
│utilizării spre │ │
│noi industrii, │ │
│procese │ │
│tehnologice şi │ │
│aplicaţii │ │
│• Utilizarea │ │
│hidrogenului │• Risc de explozie,│
│regenerabil şi a │deoarece domeniul │
│hidrogenului cu │de inflamabilitate │
│amprentă redusă de│al hidrogenului │
│carbon reprezintă │este de aproximativ│
│o oportunitate │şapte ori mai mare │
│ridicată de a │decât cel al │
│menţine │metanului, iar │
│competitivitatea │energia de │
│României în │aprindere este de │
│domeniul │aproximativ 15 ori │
│industrial │mai mică, astfel că│
│• România are │este necesară │
│numeroase │adaptarea │
│platforme │proceselor │
│industriale │industriale la │
│actualmente în │diferite riscuri de│
│stare de │gestionare şi │
│conservare │manipulare a │
│(Arpechim, │hidrogenului │
│Nitramonia Făgăraş│ │
│etc.) care ar │ │
│putea deveni │ │
│active în economia│ │
│hidrogenului şi ar│ │
│contribui la │ │
│relansarea │ │
│economică a unor │ │
│foste zone │ │
│industriale aflate│ │
│în dificultate │ │
└──────────────────┴───────────────────┘
Proiecte noi în industria siderurgică Industria siderurgică a confirmat existenţa unei strategii de reducere a emisiilor de CO_2 care include folosirea hidrogenului regenerabil în cadrul proceselor industriale. În vederea atingerii acestui obiectiv, este necesară modernizarea procesului de producţie prin trecerea de la fluxul curent (Sinter Plant & Blast Furnace - Basic Oxygen Furnace) la tehnologia Direct Reduced Iron (DRI) şi Electric Arc Furnace (EAF).
┌──────────────────────────────────────┐
│Analiza SWOT - Aplicaţii şi utilizare │
│de H_2 │
├─────────────────┬────────────────────┤
│Puncte forte (S) │Puncte slabe (W) │
├─────────────────┼────────────────────┤
│ │• Costul de │
│ │producţie a │
│ │hidrogenului │
│ │regenerabil, şi │
│ │astfel costul │
│• Utilizarea │înlocuirii │
│hidrogenului în │combustibililor │
│industria │fosili este, în │
│siderurgică poate│prezent, ridicat şi │
│reduce │dificil de adresat │
│semnificativ │în lipsa unor măsuri│
│emisiile de CO2, │de sprijin │
│reprezentând de │• Procesele din │
│asemenea un │industria │
│avantaj din punct│siderurgică necesită│
│de vedere │un flux continuu de │
│economic, ajutând│hidrogen, astfel că │
│la menţinerea │sunt necesare │
│competitivităţii │capacităţi de │
│în piaţa │stocare a │
│europeană │hidrogenului pentru │
│ │a acoperi perioadele│
│ │în care │
│ │electrolizorul nu │
│ │funcţionează din │
│ │lipsă de energie din│
│ │surse regenerabile │
├─────────────────┼────────────────────┤
│Oportunităţi (O) │Riscuri (T) │
├─────────────────┼────────────────────┤
│• Adoptarea la │• Risc de explozie │
│scară mare a │deoarece domeniul de│
│utilizării │inflamabilitate al │
│hidrogenului în │hidrogenului este de│
│industria │aproximativ şapte │
│siderurgică va │ori mai mare decât │
│permite │cel al metanului, │
│menţinerea şi │iar energia de │
│reinstruirea │aprindere este de │
│personalului │aproximativ 15 ori │
│existent, precum │mai mică, fiind │
│şi a personalului│astfel necesară │
│nou, creând forţă│adaptarea proceselor│
│de muncă cu │industriale la │
│experienţă în │diferite riscuri de │
│gestionarea │gestionare şi │
│instalaţiilor de │manipulare a │
│hidrogen │hidrogenului │
└─────────────────┴────────────────────┘
Sectorul de transport/mobilitate Deşi nu este utilizat în prezent în România cu acest scop, având în vedere ţintele de decarbonizare din sectorul transporturilor, hidrogenul va avea rol de combustibil direct în transportul public, rutier feroviar şi transportul de mărfuri, ca materie primă a unor combustibili sintetici pentru sectorul maritim şi al aviaţiei, precum şi pentru rafinarea combustibililor tradiţionali. Utilizarea hidrogenului în transportul feroviar este deja promovată în România, Autoritatea pentru Reformă Feroviară având în derulare procesul de licitaţie pentru achiziţia a 12 trenuri cu hidrogen finanţate prin PNRR.
┌──────────────────────────────────────┐
│Analiza SWOT - Aplicaţii şi utilizare │
│de H_2 │
├───────────────────┬──────────────────┤
│Puncte forte (S) │Puncte slabe (W) │
├───────────────────┼──────────────────┤
│• Timpul de │ │
│încărcare pentru │ │
│unităţile de │ │
│alimentare ale │ │
│vehiculelor │ │
│echipate cu pile de│ │
│combustie cu │ │
│hidrogen este │ │
│extrem de rapid, │ │
│similar cu cel al │ │
│vehiculelor │• Adoptarea pe │
│convenţionale cu │scară largă a │
│motor cu ardere │hidrogenului în │
│internă (ICE) şi │sectorul │
│semnificativ mai │transporturilor va│
│rapid în comparaţie│genera costuri │
│cu vehiculele │ridicate, aceasta │
│electrice echipate │necesitând o nouă │
│cu baterii pentru │infrastructură │
│stocarea energiei. │dedicată │
│În timp ce │• Costul de │
│vehiculele │producţie a │
│electrice necesită │hidrogenului │
│în prezent între 30│regenerabil, şi │
│de minute şi câteva│astfel costul │
│ore pentru a se │înlocuirii │
│încărca, vehiculele│combustibililor │
│cu pile de │fosili este, în │
│combustie cu │prezent, ridicat │
│hidrogen pot fi │şi dificil de │
│reîncărcate în mai │adresat în lipsa │
│puţin de cinci │unor măsuri de │
│minute, similar │sprijin │
│maşinilor │ │
│convenţionale │ │
│• Necesarul de │ │
│materii prime rare │ │
│folosit în │ │
│realizarea pilelor │ │
│de combustie │ │
│reprezintă un │ │
│avantaj comparativ │ │
│cu domeniul │ │
│bateriilor │ │
├───────────────────┼──────────────────┤
│Oportunităţi (O) │Riscuri (T) │
├───────────────────┼──────────────────┤
│ │• Risc de explozie│
│ │deoarece domeniul │
│ │de inflamabilitate│
│ │al hidrogenului │
│ │este de │
│ │aproximativ şapte │
│ │ori mai mare decât│
│ │cel al metanului, │
│ │iar energia de │
│ │aprindere este de │
│ │aproximativ 15 ori│
│ │mai mică, astfel │
│ │că este necesară │
│ │adaptarea │
│ │proceselor │
│ │industriale conexe│
│ │rafinării la │
│• Sectorul de │diferite riscuri │
│transporturi are │de gestionare şi │
│cel mai mare │manipulare a │
│potenţial de │hidrogenului, nu │
│creştere a ratei de│în ultimul rând │
│adopţie de la an la│aceste aspecte │
│an prin înlocuirea │trebuie cu atenţie│
│vehiculelor pe bază│gestionate şi la │
│de combustibili │transferul │
│fosili cu vehicule │hidrogenului între│
│cu pile de │diferitele │
│combustie cu │rezervoare (ex: │
│hidrogen │alimentarea la │
│ │pompă) │
│ │• Ca şi în cazul │
│ │metanului, │
│ │scurgerile de │
│ │hidrogen nu pot fi│
│ │identificate decât│
│ │prin intermediul │
│ │instalării de │
│ │senzori dedicaţi, │
│ │deoarece orice │
│ │substanţă │
│ │odorizantă face │
│ │hidrogenul │
│ │inutilizabil în │
│ │aplicaţii bazate │
│ │pe pile de │
│ │combustie. │
├───────────────────┴──────────────────┤
│Analiza SWOT - Aplicaţii şi utilizare │
│de H_2 │
├───────────────────┬──────────────────┤
│Puncte forte (S) │Puncte slabe (W) │
├───────────────────┼──────────────────┤
│• Timpul de │ │
│încărcare pentru │ │
│unităţile de │ │
│alimentare ale │ │
│vehiculelor │ │
│echipate cu pile de│ │
│combustie cu │ │
│hidrogen este │ │
│extrem de rapid, │ │
│similar cu cel al │ │
│vehiculelor │• Adoptarea pe │
│convenţionale cu │scară largă a │
│motor cu ardere │hidrogenului în │
│internă (ICE) şi │sectorul │
│semnificativ mai │transporturilor va│
│rapid în comparaţie│genera costuri │
│cu vehiculele │ridicate, aceasta │
│electrice echipate │necesitând o nouă │
│cu baterii pentru │infrastructură │
│stocarea energiei. │dedicată │
│În timp ce │• Costul de │
│vehiculele │producţie a │
│electrice necesită │hidrogenului │
│în prezent între 30│regenerabil, şi │
│de minute şi câteva│astfel costul │
│ore pentru a se │înlocuirii │
│încărca, vehiculele│combustibililor │
│cu pile de │fosili este, în │
│combustie cu │prezent, ridicat │
│hidrogen pot fi │şi dificil de │
│reîncărcate în mai │adresat în lipsa │
│puţin de cinci │unor măsuri de │
│minute, similar │sprijin │
│maşinilor │ │
│convenţionale │ │
│• Necesarul de │ │
│materii prime rare │ │
│folosit în │ │
│realizarea pilelor │ │
│de combustie │ │
│reprezintă un │ │
│avantaj comparativ │ │
│cu domeniul │ │
│bateriilor │ │
├───────────────────┼──────────────────┤
│Oportunităţi (O) │Riscuri (T) │
├───────────────────┼──────────────────┤
│ │• Risc de explozie│
│ │deoarece domeniul │
│ │de inflamabilitate│
│ │al hidrogenului │
│ │este de │
│ │aproximativ şapte │
│ │ori mai mare decât│
│ │cel al metanului, │
│ │iar energia de │
│ │aprindere este de │
│ │aproximativ 15 ori│
│ │mai mică, astfel │
│ │că este necesară │
│ │adaptarea │
│ │proceselor │
│ │industriale conexe│
│ │rafinării la │
│• Sectorul de │diferite riscuri │
│transporturi are │de gestionare şi │
│cel mai mare │manipulare a │
│potenţial de │hidrogenului, nu │
│creştere a ratei de│în ultimul rând │
│adopţie de la an la│aceste aspecte │
│an prin înlocuirea │trebuie cu atenţie│
│vehiculelor pe bază│gestionate şi la │
│de combustibili │transferul │
│fosili cu vehicule │hidrogenului între│
│cu pile de │diferitele │
│combustie cu │rezervoare (ex: │
│hidrogen │alimentarea la │
│ │pompă) │
│ │• Ca şi în cazul │
│ │metanului, │
│ │scurgerile de │
│ │hidrogen nu pot fi│
│ │identificate decât│
│ │prin intermediul │
│ │instalării de │
│ │senzori dedicaţi, │
│ │deoarece orice │
│ │substanţă │
│ │odorizantă face │
│ │hidrogenul │
│ │inutilizabil în │
│ │aplicaţii bazate │
│ │pe pile de │
│ │combustie. │
└───────────────────┴──────────────────┘
Încălzire rezidenţială România este al doilea producător de gaze naturale din Europa şi se aşteaptă exploatarea resurselor suplimentare de gaz natural din Marea Neagră. În mixul energetic naţional, gazul natural are o pondere mult mai mare decât energia electrică, reţeaua de gaze naturale transportând anual un volum de energie dublu faţă de infrastructura de energie electrică. În ceea ce priveşte consumul de gaze naturale, operatorii de distribuţie a gazului natural estimează că aproximativ 30-40% din acesta este utilizat pentru încălzire, prepararea hranei şi a apei calde menajere, atât în consumul casnic, cât şi non-casnic. La nivelul consumului casnic, consumul de gaze naturale a fost de 36,3 TWh, fiind de aproape 3 ori mai mare comparativ cu cel de energie electrică de 13,4 TWh*34). *34) ANRE - Raport Anual privind activitatea Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei 2022 Având în vedere rezervele de gaze naturale existente în perimetrul Mării Negre şi proiectele în proces de implementare a extracţiei acestora, România va utiliza în continuare în perioada imediat următoare gaze naturale, luând în considerare atât convertirea şi utilizarea reţelelor existente, având o infrastructura extinsă în acest sens, precum şi dezvoltarea de reţele zonale noi dedicate consumatorilor industriali, ţinând cont de cele mai bune practici folosite la nivel european. În cazul consumatorilor casnici din zonele de aglomerări urbane, utilităţile existente deja ocupă spaţiul disponibil în subteran. Prin urmare, dezvoltarea unor trasee noi este complexă. Pentru ca România să acumuleze experienţă în economia hidrogenului, gazul natural fiind un combustibil de tranziţie, o soluţie ar putea fi amestecul unui procent volumetric de până la 20% hidrogen regenerabil în gazul natural. Analiza Institutului Fraunhofer a arătat faptul că efortul tehnic pentru a substitui un volum de 20% din gazele naturale cu hidrogen regenerabil este deosebit de mare şi corespunde unei reduceri de emisii de gaze cu efect de seră de doar 6-7%, din cauza puterii calorifice scăzute a hidrogenului faţă de cea a metanului*35). *35) Fraunhofer IEE - THE LIMITATIONS OF HYDROGEN BLENDING IN THE EUROPEAN GAS GRID (Ianuarie 2022) Concluzia studiului este că amestecul de hidrogen în gazele naturale, în condiţiile actuale ale costului de producţie al hidrogenului regenerabil, respectiv al hidrogenului cu amprentă redusă de carbon, chiar şi la procente scăzute volumetric, nu este o utilizare optimă din punct de vedere economic a hidrogenului, în comparaţie cu alte utilizări, nefiind o opţiune fezabilă economic la acest moment. Astfel, utilizarea hidrogenului în încălzire ar trebui evitată în momentul de faţă în favoarea unor politici care să asigure livrarea de hidrogen regenerabil către industrie şi transporturi. Astfel, în cadrul acestor sectoare, pot fi reduse cantităţi mai mari de emisii de gaze cu efect de seră şi se evita şi costurile suplimentare care ar trebui suportate de consumatorii de gaze naturale. Având în vedere creşterea continuă a producţiei de hidrogen regenerabil şi cu amprentă redusă de carbon respectiv reducerea costurilor de producţie a acestora, este necesară reevaluarea analizei de fezabilitate la momentul actualizării în viitor a strategiei.
┌──────────────────┬───────────────────┐
│Analiza SWOT – │ │
│Aplicaţii şi │ │
│utilizare de H_2 │ │
├──────────────────┼───────────────────┤
│Puncte forte (S) │Puncte slabe (W) │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ │• Pentru încălzirea│
│ │rezidenţială, │
│ │preţul hidrogenului│
│ │ca şi combustibil │
│ │se poate dovedi │
│ │foarte ridicat, în │
│• Reţeaua de gaze │special în │
│naturale este în │comparaţie cu cel │
│proces de │al gazelor │
│extindere, astfel │naturale, mai ales │
│că există │pe termen scurt şi │
│posibilitatea │mediu, respectiv în│
│construcţiei unor │comparaţie cu │
│reţele deja │pompele de căldură │
│adaptate folosirii│pe termen lung │
│amestecului de │• Reducerea │
│gaze naturale cu │emisiilor de CO_2 │
│hidrogen │este semnificativ │
│regenerabil │mai redusă │
│• Transgaz a │comparativ cu alte │
│devenit parte a │utilizări ale │
│European Hydrogen │hidrogenului, │
│Backbone, o reţea │precum cele din │
│care ar putea fi │sectorul industrial│
│utilizată pentru │sau sectorul │
│transportul │transporturilor │
│hidrogenului în │• Din cauza │
│amestec cu gaz │conţinutului │
│natural │energetic redus al │
│ │hidrogenului, │
│ │debitul amestecului│
│ │de gaz trebuie │
│ │ajustat, pentru a │
│ │compensa puterea │
│ │calorifică scăzută │
├──────────────────┼───────────────────┤
│Oportunităţi (O) │Riscuri (T) │
├──────────────────┼───────────────────┤
│ │• Risc de explozie,│
│ │fiind cunoscut │
│• Reţelele nou │gradul de │
│construite, precum│inflamabilitate │
│şi cele existente │ridicat al │
│care, din punct de│hidrogenului, │
│vedere tehnic şi │atunci când │
│fezabil din punct │concentraţia de │
│de vedere │hidrogen depăşeşte │
│economic, se pot │20% în amestec │
│converti, pot avea│volumetric, cu │
│potenţial de │precizarea că │
│distribuire a 100%│limita de │
│hidrogen pe termen│inflamabilitat │
│lung │inferioară a │
│ │hidrogenului este │
│ │de 4% │
└──────────────────┴───────────────────┘
Sectorul energetic Conform PNIESC*36) şi PNRR*37), este prevăzută instalarea unor capacităţi de 1.600 MW de CCGT şi 1.300 MW de CHP în perioada 2022-2030, care vor utiliza hidrogen în amestec cu gazele naturale după finalizarea transpunerii Directivei 2024/1788 şi a proiectelor care vor conduce la posibilitatea amestecului gaze naturale şi hidrogen pentru industrie, pentru a se conforma la nivelul emisiilor de CO_2 maxim admise conform taxonomiei de finanţare sustenabilă a Uniunii Europene. *36) Planul Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice 2021-2030 (Aprilie 2020), acesta fiind actualizat ca PNIESC 20252030 - a doua versiune septembrie 2024 *37) Planul Naţional de Redresare şi Rezilienţă (Octombrie 2021) Planul Naţional de Redresare (PNRR) al României aprobat de Consiliul UE la 28 octombrie 2021, a fost modificat prin Decizia de punere în aplicare a Consiliului din 11 decembrie 2023, care revizuieşte Decizia iniţială de aprobare a evaluării Planului de Redresare şi Rezilienţă al României din 3 noiembrie 2021. (https://mfe.gov.ro/pnrr/) La nivelul anului 2030, în vederea conformării instalaţiilor CCGT cu Taxonomia UE, acestea vor avea posibilitatea să aleagă între utilizarea hidrogenului din surse regenerabile, în amestec cu gazul natural, respectiv alte metode de reducere a emisiilor, cum ar fi amestecul cu alte gaze curate, respectiv captarea de CO_2. În cazul CHP, producţia acestora este estimat a îndeplini condiţia de a fi sub limita de emisii de gaze cu efect de seră impuse în Regulamentul privind Taxonomia*38). *38) Taxonomy Complementary Climate Delegated Act (Februarie 2022) Având în vedere că nu au fost definite proiecte concrete de CCGT sau CHP care să utilizeze hidrogen regenerabil în amestec cu gazul natural, până în anul 2030, în prezenta strategie nu sunt estimate volume necesare acestui tip de utilizare, în vederea decarbonizării sectorului energetic. Menţionăm însă obligaţia capacităţilor CCGT şi CHP planificate a fi puse în funcţiune cu finanţare din fonduri europene, de a respecta regulile Taxonomiei UE, şi anume a utiliza combustibili exclusiv din surse regenerabile şi/sau cu emisii scăzute de CO_2 la nivelul anului 2035.
┌──────────────────────────────────────┐
│Analiza SWOT - Aplicaţii şi utilizare │
│de H_2 │
├──────────────────┬───────────────────┤
│Puncte forte (S) │Puncte slabe (W) │
├──────────────────┼───────────────────┤
│• Potenţialul de a│• Costul de │
│produce energie │producţie a │
│electrică la │hidrogenului │
│costuri │regenerabil, şi │
│competitive prin │astfel costul │
│utilizarea │înlocuirii │
│hidrogenului │combustibililor │
│regenerabil │fosili este, în │
│• Echilibrarea │prezent, ridicat şi│
│reţelei de energie│dificil de adresat │
│electrică prin │în lipsa unor │
│utilizarea │măsuri de sprijin │
│surselor │• Eficienţa scăzută│
│regenerabile, │pe întregul lanţ al│
│înlocuindu- le pe │procesului de │
│cele fosile, în │obţinere a energiei│
│perioade de consum│electrice utilizând│
│ridicat şi │hidrogen obţinut │
│producţie limitată│prin electroliza │
│(ex. perioada de │apei │
│iarnă) │ │
├──────────────────┼───────────────────┤
│Oportunităţi (O) │Riscuri (T) │
├──────────────────┼───────────────────┤
│• Având rezerve de│ │
│gaze naturale încă│ │
│neexploatate, │ │
│România va utiliza│ │
│acest combustibil │ │
│de tranziţie │ │
│pentru reducerea │• Risc de explozie │
│treptată a │deoarece domeniul │
│emisiilor de gaze │de inflamabilitate │
│cu efect de seră │al hidrogenului │
│din sectorul │este de aproximativ│
│energetic, astfel │şapte ori mai mare │
│că amestecul │decât cel al │
│gazelor naturale │metanului, iar │
│cu hidrogenul │energia de │
│reprezintă o │aprindere este de │
│modalitate de a │aproximativ 15 ori │
│reduce emisiile în│mai mică, astfel că│
│procesul de │este necesară │
│producere a │adaptarea │
│energiei electrice│proceselor │
│• Utilizarea pe │tehnologice de │
│termen lung a │obţinerea a │
│capacităţilor de │energiei electrice │
│producere a │diferite riscuri de│
│energiei electrice│gestionare şi │
│pe bază de gaze │manipulare a │
│naturale prin │hidrogenului │
│amestec cu │ │
│hidrogen şi │ │
│ulterior │ │
│convertirea │ │
│integrală a │ │
│acestora la │ │
│hidrogen │ │
└──────────────────┴───────────────────┘
Pentru adoptarea pe scară largă a hidrogenului sunt necesare iniţiative de cercetare şi dezvoltare la nivelul fiecărui segment al lanţului valoric, o abordare transversală, precum şi o alocare eficientă a competenţelor şi resurselor financiare în sensul maximizării efectelor economice ale inovării. Strategia europeană pentru hidrogen, aşa cum a fost definită de Clean Hydrogen Joint Undertaking prin intermediul Agendei strategice pentru cercetare şi inovare 2021 - 2027*39), descrie un parcurs cu trei faze de cercetare şi dezvoltare: *39) CLEAN HYDROGEN JOINT UNDERTAKING - Strategic Research and Innovation Agenda 2021 - 2027 (Februarie 2022) Faza 1 - 2020-2024 (activare) a) instalarea a cel puţin 6 GW de electrolizoare de hidrogen din surse regenerabile pentru a decarboniza producţia de hidrogen existentă, producând 1 Mt de hidrogen din surse regenerabile în UE; b) intensificarea producţiei de electrolizoare; c) planificarea infrastructurii de transport şi de captare a carbonului; d) crearea cadrului de reglementare favorabil pentru o piaţă a hidrogenului. Faza de activare va corespunde etapei de elaborare a Strategiei Naţionale a Hidrogenului şi Planului de acţiune pentru implementarea sa. În această fază au fost lansate primele apeluri pentru proiecte de producţie a hidrogenului regenerabil şi a fost adoptată Legea nr. 237/2023 privind integrarea hidrogenului din surse regenerabile şi cu emisii reduse de carbon în sectoarele industriei şi transporturilor care necesita o revizuire în linie cu obiectivele stabilite de Directiva UE 2023/2413 a Parlamentului European şi a Consiliului din 18 octombrie 2023 de modificare a Directivei (UE) 2018/2001, a Regulamentului (UE) 2018/1999 şi a Directivei 98/70/CE în ceea ce priveşte promovarea energiei din surse regenerabile şi de abrogare a Directivei (UE) 2015/652 a Consiliului, deoarece a fost adoptata înaintea publicării acesteia*40). *40) Directiva UE 2023/2413 a fost adoptata pe data de 18 octombrie 2023 şi a intrat în vigoare în a douăzecea zi de la publicarea în Jurnalul Uniunii Europene. Faza 2 - 2025-2030 (extindere) a) instalarea a 40 GW de electrolizoare de hidrogen din surse regenerabile, care să producă 10 Mt de hidrogen din surse regenerabile în UE; b) creşterea competitivităţii costurilor hidrogenului din surse regenerabile; c) noi utilizări ale hidrogenului, inclusiv în producţia de oţel, combustibil pentru camioane, transport feroviar şi maritim; d) modernizarea producţiei existente de combustibili fosili cu captarea emisiilor de carbon; e) dezvoltarea unei infrastructuri logistice şi de transport a hidrogenului (nivelul UE); f) dezvoltarea văilor de hidrogen; g) sprijin financiar; h) realizarea unei pieţe a hidrogenului în UE. În faza de extindere se va implementa Strategia Naţională a Hidrogenului şi astfel România se va alinia obiectivelor acestui parcurs. Faza 3 - 2031-2050 (preluarea pe piaţă) ● Maturizarea tehnologiilor pe bază de hidrogen cu amprentă redusă de carbon, ce va duce la o implementare la scară largă, extinsă în toate sectoarele dificil de decarbonizat. În faza de preluare pe piaţă România va introduce utilizarea hidrogenului în toate domeniile şi sectoarele care acum sunt dificil de decarbonizat. Dintre toate subiectele de cercetare aferente acestor faze, Agenda strategică pentru cercetare şi inovare*41) defineşte un set de priorităţi, aşa cum sunt redate în figura de mai jos. *41) European Research Area (ERA) - Agenda strategică de cercetare şi inovare (Martie 2022) (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.2.3.2 - Ariile de inovare propuse pentru a fi analizate şi prioritizate prin SRIA. Sursă: CLEAN HYDROGEN JOINT UNDERTAKING - Strategic Research and Innovation Agenda 2021 - 2027 (Februarie 2022) Aceste direcţii de dezvoltare şi cercetare sunt susţinute şi prin SET PLAN*42), care, pentru a elimina posibilitatea dublării sau suprapunerii activităţilor de cercetare şi inovare desfăşurate prin iniţiativele existente în statele membre ale UE, va crea un grup de lucru pentru implementare ce se va concentra pe alinierea şi coordonarea strategiilor naţionale de cercetare şi inovare în aplicaţii ale hidrogenului şi mobilizarea programelor naţionale de finanţare a cercetării şi inovaţiei în ţările membre SET PLAN, dar şi pe dezvoltarea iniţiativelor de cercetare şi inovare a hidrogenului pentru tehnologiile de cercetare. *42) Comisia Europeană, Strategic Energy Technology (SET) Plan (Septembrie 2019) SECŢIUNEA a 3-a Estimarea consumului şi producţiei de hidrogen În vederea estimării potenţialului de consum şi a producţiei de hidrogen regenerabil şi de hidrogen cu amprentă redusă de carbon în România la orizontul anului 2030, au fost analizate o serie de scenarii pentru estimarea consumului de hidrogen (cererea) şi contribuţia la atingerea ţintelor de reducere a emisiilor de CO_2 pentru anul 2030. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr. V.3.1 - Rezumatul estimării de consum şi impactul asupra reducerilor de emisii de CO_2 în anul 2030, Sursă: Analiză Horvath (Aprilie 2023) Estimările de consum au fost efectuate pe baza ţintelor europene şi naţionale, ipotezelor tehnice, analizei situaţiei curente, precum şi cu ajutorul grupului de lucru constituit şi coordonat la nivelul Ministerului Energiei, fiind structurate pe 3 sectoare: 1. Consumul industrial, în care hidrogenul regenerabil este folosit pentru înlocuirea hidrogenului gri folosit în prezent în procesele industriale; 2. Consumul din industria siderurgică, în care hidrogenul regenerabil este folosit în noi aplicaţii industriale pentru producerea oţelului; 3. Consumul din domeniul transporturilor, în care hidrogenul regenerabil este folosit atât în procesele de rafinare a combustibililor fosili, precum şi drept combustibil pentru următoarele modalităţi de transport: transportul rutier de marfă de mare tonaj şi tonaj mediu, autoturisme, transportul feroviar, transportul public de persoane şi transportul în sectorul maritim, precum şi în domeniul aviaţiei, atât pentru rafinarea combustibililor sustenabili pentru aviaţie, cât şi pentru alimentarea vehiculelor utilizate în cadrul activităţii aeroporturilor. Consumul estimat pentru aceste sectoare variază în funcţie de ipotezele folosite referitoare la angajamentele / ţintele asumate de România pe sectoare, eficienţa economică şi fezabilitatea tehnico- economică a aplicaţiilor. Conform capitolului V.2.3, în condiţiile actuale ale costului de producţie al hidrogenului regenerabil respectiv al hidrogenului cu amprenta redusă de carbon, amestecul de hidrogen în gazele naturale, chiar şi la procente scăzute volumetric, nu este o utilizare optimă a hidrogenului (nu este o opţiune fezabilă economic, la acest moment), care ar trebui evitată în momentul de faţă în favoarea unor politici care să asigure livrarea de hidrogen regenerabil către sectoare specifice. Având în vedere creşterea continuă a producţiei de hidrogen regenerabil şi cu amprentă redusă de carbon respectiv reducerea costurilor de producţie a acestora, este necesară reevaluarea analizei de fezabilitate la momentul actualizării în viitor a strategiei". Astfel, utilizarea hidrogenului regenerabil în amestec cu gazele naturale pentru încălzire nu este cuantificat în estimarea totală a consumului de hidrogen regenerabil în anul 2030. Cu toate acestea, în contextul modernizării reţelei de distribuţie a gazului natural, utilizarea unui amestec volumetric de 2% hidrogen regenerabil cu gaz natural pentru a acoperi consumul total de gaze naturale al României în 2022*43) ar necesita un volum de 18,2 mii tone de hidrogen regenerabil, în timp ce un amestec volumetric de 10% hidrogen regenerabil ar necesita 90,8 mii tone de hidrogen regenerabil. *43) ANRE - Rapoarte piaţa gaze naturale (2022) (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.3.2 - Rezumatul consumului estimat de hidrogen regenerabil împărţit pe sectoare exprimat în procente pentru anul 2030, Sursă: Analiză Horvath (Aprilie 2023) Rezultatele analizei indică necesarul instalării unei capacităţi de 2.130 MW electroliză, pentru operarea cărora vor fi necesare capacităţi adiţionale instalate de generare a energiei electrice din surse regenerabile de 4.261 MW (în sistemul energetic naţional fiind instalaţi 4.400 MW în capacităţi de energie eoliană onshore şi solară în ianuarie 2023). Necesarul de apă pentru producerea hidrogenului regenerabil nu este considerat a fi semnificativ la nivelul anului 2030, reprezentând echivalentul debitul unui râu mediu din România pentru mai puţin de o zi. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.3.3 - Rezumatul principalelor resurse necesare aferente estimării de consum, Sursă: Analiză Horvath (Aprilie 2023) Estimarea costurilor de implementare a strategiei a fost realizată pornind de la consumul de hidrogen din fiecare sector, folosind ipoteze specifice referitoare la costurile de producţie a hidrogenului regenerabil sau cu amprentă redusă de carbon, costurile de investiţie şi operaţionale, costurile cu infrastructura şi tehnologia necesară pentru utilizarea hidrogenului (de exemplu, în transporturi - infrastructura de alimentare), acestea fiind analizate în relaţie cu costurile cu combustibilii fosili şi costurile cu emisiile de CO_2. O serie de alte beneficii de ordin calitativ, cum ar fi impactul asupra calităţii vieţii, precum şi elemente care ţin de competitivitatea sectoarelor economice ale ţării nu pot fi cuantificate în aceste modele economice. Estimările plasează costul de implementare a strategiei la o valoare de 4,75 mld. Euro, cost care va fi suportat printr-o serie de modalităţi de finanţare specifice fiecărui sector. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr. V.3.4 - Rezumatul costului nominal al implementării strategiei raportat la totalul emisiilor de CO_2 reduse per sector/utilizare, Sursă: Analiză Horvath (Aprilie 2023) Mecanismele de finanţare au fost definite pe întregul lanţ valoric (producţie, consum şi infrastructură) şi detaliate astfel încât să se asigure evitarea unei duble finanţări a unui segment, respectiv a sub- finanţării altui segment. Varianta actuală a ţintelor de decarbonizare europene este exclusiv bazată pe RFNBO considerând astfel utilizarea hidrogenului din surse regenerabile, însă negocierile nu sunt finalizate, existând posibilitatea unei flexibilizări, iar RED III (octombrie 2023) permite şi cuantificarea hidrogenului cu amprentă redusă de carbon. Un factor important care poate influenţa semnificativ rentabilitatea proiectelor este amplasarea geografică şi distanţa instalaţiei de electroliză faţă de punctul de consum, precum şi faţă de capacităţile de stocare a hidrogenului. Rezultatele estimării consumului de hidrogen Cantitatea totală de hidrogen necesară la nivelul anului 2030 a fost estimată la 152,9 mii tone, consum care este exclusiv hidrogen regenerabil. Consumul de hidrogen regenerabil va genera, la nivelul anului 2030, o reducere a emisiilor de CO_2 în cuantum de 2.034 mii tone CO_2. Pentru a acoperi nevoile de hidrogen regenerabil se estimează că va fi necesară instalarea unor capacităţi de electroliză de 2.130 MW. Pentru operarea capacităţilor de electroliză instalate până în 2030 va fi necesară o putere instalată de generare a energiei electrice provenite din surse regenerabile de 4.261 MW. Consumul total de apă generat este de 2,3*44) milioane mc. *44) IRENA - Reducerea costurilor hidrogenului verde (Decembrie 2020) Utilizarea hidrogenului în industriile existente şi producţia necesară Estimarea urmăreşte ţintele RED III de folosire a RFNBO în procent de minim 42%*45) din totalul consumului de hidrogen folosit în industrie, ţintă care trebuie atinsă la nivelul anului 2030. *45) Consiliul European - Directiva (UE) 2023/2413 a Parlamentului European şi a Consiliului (Octombrie 2023) Acest procent a fost aplicat pe o estimare a evoluţiei până în anul 2030 a consumului de hidrogen existent în România pornind de la nivelul înregistrat în anul 2021. Conform RED III, industria de rafinare este exceptată de la această ţintă. Considerând informaţiile primite din partea operatorilor economici din sectorul industrial în cadrul procesului de elaborare a Strategiei şi a estimării evoluţiei producţiei industriilor consumatoare de hidrogen în perioada 2021-2030 conform Comisiei Naţionale de Strategie şi Prognoză*46), a fost estimat un consum total de 135,4*47) mii tone de hidrogen în 2030, o creştere de 67,7% faţă de anul 2021, datorată în mare parte de creşterea utilizării hidrogenului regenerabil în procesele de obţinere a îngrăşămintelor. Astfel, folosind procentul din RED III, a fost estimat un consum de 56,9 mii tone de hidrogen regenerabil. *46) Comisia Naţională de Strategie şi Prognoză - Prognoză 2023 - 2040 a Produsului intern brut împărţit pe sectoare (Octombrie 2022) *47) Exclude consumul de hidrogen din industria de rafinare Modelarea urmăreşte o creştere liniară a consumului, astfel că se estimează că la sfârşitul anului 2027 să fie atins 50% din consumul anului 2030, respectiv 28,4 mii tone hidrogen regenerabil. La nivelul anului 2030, consumul de hidrogen regenerabil şi cu amprentă redusă de carbon, estimat pentru industriile existente va reduce emisiile naţionale de CO_2 cu 506,1*48) mii tone de CO_2. *48) IEA - Calculat multiplicând consumul de hidrogen de 34,4 mii tone cu 8,9 kg de emisii CO_2/kg hidrogen produs. Procesul SMR emite 8,9 kg CO_2/kg hidrogen produs Pentru a asigura producţia de hidrogen provenit din electroliză pentru industria curentă, este prevăzută instalarea unei capacităţi de electroliză de 792 MW, precum şi capacităţi instalate de generare a energiei electrice din surse regenerabile în cuantum de 1.585 MW. Utilizarea hidrogenului în industria siderurgică şi producţia necesară estimată Conform informaţiilor analizate în cadrul procesului de elaborare a strategiei primite din partea mediului privat, estimarea ia în considerare iniţiative de dezvoltare a unor instalaţii de electroliză pentru utilizarea hidrogenului în procesul siderurgic, cu o capacitate de 33 MW în anul 2027, respectiv 330 MW în 2029-2030. Utilizând tehnologia DRI-EAF, capacitatea de 330 MW ar produce 0,5 milioane tone oţel verde în 2030. Astfel, conform documentelor analizate, a fost estimat un consum de 2,4 mii tone de hidrogen regenerabil în 2027, respectiv 23,7 mii tone în anul 2030. La nivelul anului 2030, consumul de hidrogen provenit din surse regenerabile, estimat pentru industria siderurgică va reduce emisiile naţionale de CO_2 cu 729*49) mii tone de CO_2. *49) Calculat multiplicând producţia de 1,1 milioane tone oţel verde utilizând 330 MW electroliză cu diferenţa de emisii de CO_2 între procesul BF BOF (1,9 kg CO_2/kg oţel) şi procesul DRI EAF (0,3 kg CO_2/kg oţel). Amprentele de CO_2 a tehnologiilor BO BOF şi DRI EAF provin din Strategia de reducere a emisiilor CO_2 a unui jucător din industria siderurgică Pentru a asigura producţia de hidrogen provenit din electroliză pentru industria siderurgică vor fi necesare capacităţi instalate de generare a energiei electrice din surse regenerabile în cuantum de 660 MW. Utilizarea hidrogenului în transport şi producţia necesară estimată Cererea de hidrogen regenerabil a fost estimată pornind de la evoluţia flotelor autobuzelor, vehiculelor de transport de mărfuri şi vehiculelor de pasageri, a nevoii de transport public, precum şi de la aproximarea ratei de adoptare a tehnologiilor noi pe bază de hidrogen în sectorul transporturilor. În cadrul modelării este prevăzută o creştere limitată a cererii de hidrogen în perioada 2024-2027, urmând însă a creşte exponenţial*50) în perioada 2028-2030, datorită accelerării ratei de adoptare a tehnologiei*51). *50) Our World in Data - De ce sursele regenerabile au devenit atât de ieftine atât de repede? (Decembrie 2020) *51) Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking - Studiu despre camioanele cu pile de combustie de hidrogen (Decembrie 2020) Pentru această utilizare, consumul de hidrogen regenerabil este estimat la 7,7 mii tone în anul 2027, respectiv 41,6 mii tone în anul 2030, fiind luate în considerare următoarele ipoteze pentru utilizarea hidrogenului ca alternativă de combustibil: 1. Ponderea vehiculelor alimentate cu hidrogen în totalul vehiculelor grele pentru transportul de mărfuri este estimată la 0,4% la sfârşitul anului 2027, respectiv 2% în 2030, în timp ce ponderea vehiculelor alimentate cu hidrogen în totalul vehiculelor uşoare pentru transportul de mărfuri este estimată la 0,5% în 2027, respectiv 3% în anul 2030. Acestea au fost construite pe baza ratelor de înlocuire anuală a vehiculelor mai vechi de 20 de ani, precum şi ca procent de tranziţie către vehicule alimentate cu hidrogen în totalul vehiculelor noi achiziţionate în vederea suplimentării flotei existente. 2. În sectorul transportului feroviar estimările sunt fundamentate pe ipoteza luării în considerare a 12 rame pentru transportul de pasageri alimentate cu hidrogen, treptat, începând cu anii 2025-2027. 3. Predicţiile legate de utilizarea hidrogenului în transportul public local sunt bazate pe elemente precum: vârsta medie foarte înaintată a flotei existente, capacitatea administrativă de absorbţie a fondurilor pentru investiţii, ţinta de 33% pentru achiziţia de vehicule nepoluante*52) în administraţia centrală şi locală. Astfel, se estimează un grad de înlocuire a flotei de autobuze vechi de 0,5% pe an, o treime dintre acestea fiind vehicule nepoluante, cu o distribuţie egală între cele electrice, alimentate de baterii şi cele alimentate cu hidrogen. *52) Comisia Europeană - Comunicarea Comisiei privind aplicarea articolelor 2, 3, 4 şi 5 din Directiva 2009/33/CE a Parlamentului European şi a Consiliului privind promovarea vehiculelor de transport rutier nepoluante în sprijinul unei mobilităţi cu emisii scăzute (Octombrie 2020) 4. Rata de intrare în piaţa locală a autoturismelor personale alimentate cu hidrogen este modelată ca o funcţie exponenţială*53), ţinându-se cont de proiecţiile declarate în spaţiul public de către reprezentanţi ai Comisiei Europene*54), precum şi de comportamentul consumatorilor din România. Astfel, ponderea autoturismelor alimentate cu hidrogen în totalul autoturismelor noi achiziţionate în perioada 2023 - 2030 este de până la 0,8% spre finalul orizontului de timp analizat. *53) Idem *54) Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking - Hydrogen roadmap Europe : a sustainable pathway for the European energy transition (Februarie 2019) 5. Aportul sectorului maritim este estimat a se realiza prin utilizarea combustibililor bazaţi pe hidrogen pentru asigurarea unei ponderi de 0,4% din totalul consumului de energie în sectorul transporturilor. 6. În ceea ce priveşte domeniul aviaţiei, hidrogenul va putea fi utilizat atât în rafinarea combustibililor sustenabili pentru aviaţie, cât şi pentru alimentarea vehiculelor utilizate în cadrul activităţii aeroporturilor. Adiţional, Concordia, cu acordul Ministerului Transporturilor şi Infrastructurii, estimează utilizarea hidrogenului în procesele de rafinare a combustibililor tradiţionali în proporţie de 1% din totalul de consum de energie în transporturi la nivelul anului 2030. Echivalentul acestui consum este estimat la 10,2 mii tone în anul 2027, respectiv 30,7 mii tone în anul 2030. Astfel, consumul de hidrogen regenerabil în sectorul de transport la nivelul anului 2030 este estimat la 72,4 mii tone, contribuind în proporţie de 2,4% la realizarea ţintei minime de 1% RFNBO*55) ca procent din total consum de energie în transporturi în anul 2030. *55) Consiliul European - Acord provizoriu între Consiliul şi Parlamentul European privind directiva energiei regenerabile (Martie 2023) În vederea atingerii ţintei integrale de RFNBO ca procent din total consum de energie în transporturi în anul 2030, este estimat ca restul consumului necesar acoperirii ţintei de 5,5% din totalul de consum de energie în transporturi să fie acoperit de utilizarea combustibililor avansaţi. În anul 2030, pentru a acoperi cererea de hidrogen provenit din surse regenerabile în domeniul transporturilor, va fi necesară o capacitate instalată de electroliză în cuantum de 1.008 MW. Pentru a asigura producţia de hidrogen provenit din electroliză în 2030 pentru sectorul transporturilor vor fi necesare capacităţi instalate de generare a energiei electrice din surse regenerabile în cuantum de 2.016 MW. La nivelul anului 2030, consumul de hidrogen provenit din surse regenerabile, estimat pentru sectorul transporturi va genera o reducere a emisiilor naţionale de CO_2 de 799,1 mii tone de CO_2. SECŢIUNEA a 4-a Costurile producţiei hidrogenului în România Costurile de producţie a hidrogenului regenerabil, respectiv cu amprentă redusă de carbon vor fi un factor determinant în evoluţia gradului de adoptare a tehnologiilor care folosesc hidrogenul, a resurselor pe care statul va trebui să le dedice pentru obiectivele definite, precum şi asupra modului în care va fi poziţionat hidrogenul regenerabil, respectiv cu amprentă redusă de carbon pe pieţele din România. Costul mediu în termeni reali al hidrogenului (Levelized Cost Of Hydrogen - LCOH) indică costul producerii a 1 kg de hidrogen, în termeni reali, ţinând cont de costurile estimate ale investiţiei necesare şi de costul de exploatare a activelor implicate în producerea acestuia, pe durata de viaţă a instalaţiei de producţie. Analiza efectuată în cadrul procesului de elaborare a strategiei evaluează LCOH unitar (EUR/kg), pentru diferite tehnologii de producţie şi grade de utilizare*56). *56) Grad de utilizare definit ca numărul de ore pe parcursul unui an în care capacitatea de producţie este utilizată raportat la numărul total de ore per an Figura V.5.1 prezintă comparativ costul mediu în termeni reali al hidrogenului, pe tipul tehnologie de producţie în perioada 2022 - 2030. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.5.1 - LCOH pe tipuri de hidrogen produs, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) (Notă: valorile folosite în reprezentarea grafică sunt atinse prin rotunjire la a doua zecimală) Valorile LCOH au fost derivate pe baza unui model care a luat în considerare toate variabilele relevante aferente producţiei de hidrogen, cele mai semnificative dintre acestea fiind: 1. Costul investiţiei (CAPEX) - reprezintă costul total asociat punerii în funcţiune de noi echipamente sau modernizarea activelor existente. În aceste costuri este inclus şi costul operaţiunilor de construcţii montaj sau de instalare. Această componentă a costului este puternic influenţată de gradul de utilizare al instalaţiei, de tehnologia selectată (SMR, Alcalin - AE, sau cu membrană schimbătoare de protoni - PEM) şi de caracteristicile serviciilor auxiliare implicate. Pentru toate tehnologiile de producţie, este estimată o scădere semnificativă a costurilor de investiţie*57). *57) CLEAN HYDROGEN JOINT UNDERTAKING - Strategic Research and Innovation Agenda 2021 - 2027 (Februarie 2022) IEA - Raport hidrogen G20 2. Costul de operare (OPEX) - reprezintă costurile de operare şi întreţinere a unităţii de producţie, estimate ca procent anual din costul investiţiei*58). *58) Idem 3. Costul energiei - utilizate în producţia de hidrogen. Acestea variază în funcţie de sursa de energie utilizată şi reprezintă cea mai mare pondere în LCOH. În cadrul analizei estimării producţiei este folosit costul mediu în termeni reali al energiei electrice (LCOE) specific pentru sursa respectivă şi pentru gradul de utilizare al acesteia în România. Pe baza variabilelor de mai sus, LCOH a fost analizat şi determinat din perspectiva sursei de energie utilizate în producţie (regenerabilă, gaz fără captare şi stocare de CO_2) şi tipul de electrolizor utilizat pentru producerea hidrogenului regenerabil, respectiv cu amprentă redusă de carbon (AE şi PEM). Conform analizei realizate, LCOH este mai mic pentru tehnologia AE comparativ cu PEM. Totuşi, limitarea electrolizoarelor AE este dată de flexibilitatea redusă*59) în operare, ceea ce le limitează utilizarea în funcţie de sursa de energie electrică (de exemplu, în cazul energiei regenerabile). *59) Lazard - Analiză a costul mediu în termeni reali al hidrogenului (Iunie 2021) Din punct de vedere al energiei electrice folosite pentru electroliză, analiza producţiei a fost realizată din perspectiva utilizării în producţie a energiei regenerabile din surse proprii cu conectare directă, a utilizării suplimentare a energiei regenerabile din reţea în intervalele orare de consum redus, cât şi din perspectiva utilizării energiei regenerabile din surse proprii fără conectare directă (energia tranzitând reţeaua de transport). LCOH hidrogen gri În cazul producţiei de hidrogen prin reformarea metanului cu abur fără captare şi stocare CO_2 a fost eliminat costul de investiţie, luând ipoteza că instalaţiile SMR deja existente în România nu mai necesită investiţii suplimentare. Ipoteza folosită cu privire la capacitatea de funcţionare a instalaţiei este de 8.000 ore/an*60). *60) Umweltbundesamt - Dezvoltarea unei strategii generale şi introducerea de combustibili alternativi, în special a hidrogenului (Martie 2006), coroborat cu surse din industrie (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.5.2 - Cost mediu în termeni reali (LCOH) al hidrogenului gri (EUR/KG), Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) (Notă: valorile folosite în reprezentarea grafică sunt atinse prin rotunjire la a doua zecimală) LCOH hidrogen regenerabil În cazul producerii de hidrogen prin electroliză folosind energie electrică regenerabilă, au fost luate în considerare electrolizoare cu tehnologie AE şi PEM şi au fost analizate o serie de scenarii de producţie pe baza cărora a fost definit scenariul de producţie, prezentat mai jos: ● Conectare la surse proprii de energie din surse regenerabile (solar şi eolian onshore) sau în baza PPA sau/şi Certificatelor de Garanţie de Origine (GO) prin reţeaua de transport energie electrică; ● Electrolizor cu tehnologie AE şi PEM, cu grad de utilizare de 39%, echivalentul a 3.445 de ore per an de utilizare a electrolizorului, dintre care 1.465 de ore per an utilizând energie provenită din capacităţi solare, 1.980 de ore per an utilizând energie provenită din capacităţi eoliene onshore. Întrucât exploatarea energiei offshore este anticipat a depăşi orizontul anului 2030, această resursă nu este la momentul de faţă cuantificată în Strategie; ● Costul energiei este reprezentat de suma dintre LCOE din sursele regenerabile proprii plus costuri aferente tarifului de transport şi distribuţie. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.5.9 - Elemente ale LCOH hidrogen regenerabil bazate pe tehnologiile folosite în estimarea producţiei, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) Conform analizelor din cadrul estimării producţiei, LCOH minim variază de la 4,56 EUR/kg în anul 2022 la 3,59 EUR/kg în anul 2030, iar LCOH maxim poate varia de la 5,40 EUR/kg în anul 2022 la 3,59 EUR/kg în anul 2030. Scăderile LCOH din perioada 2022-2030 sunt influenţate semnificativ de scăderea costurilor de investiţie ale electrolizorului precum şi a reducerii LCOE în perioada analizată. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.5.10 - Cost mediu în termeni reali (LCOH) al hidrogenului regenerabil (EUR/KG), Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) (Notă: valorile folosite în reprezentarea grafică sunt atinse prin rotunjire la a doua zecimală) Această producţie de hidrogen asigură un grad de utilizare al electrolizorului suficient pentru a permite operarea în condiţii de rentabilitate economică. Hidrogenul regenerabil este în prezent un combustibil mai scump în comparaţie cu alternativele convenţionale. Cu toate acestea, dezvoltarea accelerată a energiei regenerabile în mixul energetic şi economiile de scară aferente, îmbunătăţirile tehnologice care au ca rezultat reducerea costurilor electrolizoarelor, precum şi evoluţiile preţului carbonului au potenţialul de a modifica substanţial această dinamică. SECŢIUNEA a 5-a Transportul, distribuţia şi stocarea hidrogenului în România Atât transportul, distribuţia, cât şi stocarea hidrogenului sunt părţi ale lanţului valoric care diferă ca cerinţe pentru fiecare proiect individual în funcţie de factori multipli printre care se numără: i. accesul la surse regenerabile de energie ii. distanţa dintre locul de producţie şi cel de consum iii. accesul la reţeaua de transport sau distribuţie a gazului iv. volumul şi distribuţia de hidrogenului pentru a acoperi curbele de consum. Racordarea Transgaz la European Hydrogen Backbone va reprezenta o potenţială soluţie pentru transportul şi utilizarea hidrogenului în zone fără producţie localizată. Transgaz a identificat 11 culoare care ar putea fi incluse în "coloana vertebrală" a viitorului sistem european de transport al hidrogenului: 1. Culoarul conductelor de tranzit (prin utilizarea unei conducte); 2. Culoarul Marea Neagră - Podişor; 3. Culoarul Giurgiu - Podişor - Jupa - Nădlac (culoarul BRUA) 4. Culoarul Oneşti- Gherăeşti- Leţcani- Ungheni (Republica Moldova) 5. Culoarul Petrovaselo - Comloşu Mare (Serbia) 6. Culoarul Jupa - Prunişor 7. Culoarul Isaccea - Oneşti 8. Culoarul Siliştea - Bucureşti 9. Culoarul Oneşti - Coroi - Haţeg 10. Culoarul Coroi - Medieşul Aurit 11. Culoarul Podişor - Coroi În Planul de Dezvoltare a Sistemului Naţional de transport gaze naturale (PDSNT 2024- 2033),Transgaz a prevăzut o serie de proiecte care au fost incluse atât în TYNDP 2024*61) după cum urmează: *61) https://www.entsog.eu/tyndp A. Proiecte de reconversie a infrastructurii de transport gaze naturale pentru transportul hidrogenului: 1. Modernizarea conductei Isaccea-Jupa pentru transportul hidrogenului 2. Modernizarea conductei Giurgiu - Nădlac pentru transportul hidrogenului. 3. Modernizarea conductei Marea Neagră - Podişor pentru transportul hidrogenului 4. Modernizarea conductei Oneşti-Ungheni pentru transportul hidrogenului 5. Modernizarea interconectării România - Serbia pentru transportul hidrogenului 6. Modernizarea conductei Coroi- Medieşul Aurit pentru transportul hidrogenului 7. Modernizarea conductei Negru Vodă - Isaccea pentru transportul hidrogenului 8. Modernizarea conductei Vadu-T1 pentru transportul hidrogenului B. Proiecte de dezvoltare culoare dedicate pentru transportul hidrogenului 1. Culoar pentru transport hidrogen pe direcţia Giurgiu-Podişor- Bibeşti-Jupa-Horia-Nădlac 2. Culoar pentru transport hidrogen pe direcţia Marea Neagră - Podişor (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.5.1 - Propunere a "coloanei vertebrale" a SNT pentru transportul hidrogenului, Sursă: Transgaz (2021) Culoarele menţionate mai sus vor îndeplini condiţiile tehnice specifice amestecului de gaze pe care îl vor transporta şi distribui, respectiv condiţiile pentru transportul şi distribuţia de hidrogen 100%, atunci când se va finaliza trecerea la gaze regenerabile. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.5.2 - Dezvoltarea infrastructurii cu hidrogen pe teritoriul României în anul 2040, Sursă: European Hydrogen Bank (2022) Planurile Transgaz de racordare la European Hydrogen Backbone prevăd ca România să fie interconectată în anul 2030 cu Ungaria, Bulgaria. Până în 2035, în sud-estul României, conducta Transbalcanică se va întinde de la graniţa cu Ucraina până la graniţa cu Bulgaria, în timp ce în nord, o conductă de hidrogen se va întinde de la IP existent UA/RO până în centrul României, asigurând astfel un potenţial import şi/sau export de hidrogen. În vestul României, interconectarea cu Serbia este prevăzută pentru utilizarea 100 % a hidrogenului, restul conductelor necesitând modernizări pentru amestecul hidrogenului cu gaz natural. Reţeaua de transport gaze naturale va permite injectarea unui volum de până la 2% de hidrogen, aşa cum a fost stabilit prin prin Directiva (UE) 2024/1788, şi Regulamentului 2024/1789 privind pieţele interne ale gazelor din surse regenerabile, gazelor naturale şi hidrogenului, de modificare a Regulamentelor (UE) nr. 1227/2011, (UE) 2017/1938, (UE) 2019/942 şi (UE) 2017/684 şi de abrogare a Regulamentului (CE) nr 715/2009 (reformare), cunoscute ca şi Pachetul IV energetic pentru promovarea hidrogenului şi reducerea emisiilor de metan. Alături de Bulgaria şi Grecia, România este parte a coridorului prioritar HI East pentru hidrogen şi electroliză. Poziţia apropiată geografic de nordul Africii şi de Orientul Mijlociu facilitează viitoarele importuri de hidrogen regenerabil pe cale maritimă, sau chiar prin conducte submarine de transport. Cererea de hidrogen estimată pentru acest coridor este de 53 TWh pe an până în 2030, 179 TWh anual până în 2040 şi 260 TWh anual până în 2050. Producţia estimată este de 22.1 TWh anual până în 2030, 151 TWh anual până în 2040 şi 183 TWh anual până în 2050*62). *62) https://www.entsog.eu/sites/default/files/2023-04/web entsog 230311 CHA Learnbook 230418.pdf Prin operatorul naţional de transport al gazului natural, Transgaz, se vor realiza conexiunile planificate cu reţelele de transport din Bulgaria, astfel încât ţara noastră să fie racordată la fluxurile de hidrogen planificate pentru importurile din nordul Africii şi Orientul Mijlociu către ţările europene. Din perspectiva infrastructurii de distribuţie gaze naturale, aceasta poate juca un rol central în vehicularea hidrogenului către consumatori (industrie, transporturi, încălzire rezidenţială etc.), fiind în majoritatea cazurilor, veriga cea mai apropiată de consumator, din lanţul valoric al hidrogenului. Conform datelor ANRE, aproape 70% din reţelele de distribuţie (peste 60.000 km) sunt din polietilenă, iar lungimea totală a acestora este în continuă creştere. Astfel, pentru atingerea dezideratului de a utiliza infrastructura de gaze naturale pentru transportul şi distribuţia hidrogenului în amestec cu gaze naturale sau hidrogen 100%, se impune pregătirea anticipativă a dezvoltării de reţele la standardul hydrogen-ready şi smart grid. Mai mult, aceste reţele pot deservi pe termen mediu (2030-2035) şi lung (2035-2050) nevoia de amestec de hidrogen cu gaze naturale / alte gaze verzi, inclusiv hidrogen 100%, pentru: sectorul de încălzire, inclusiv sistemul de alimentare centralizată cu energie termică (SACET), centrale pe gaze naturale cu ciclu combinat (CCGT), centrale de cogenerare (CHP), respectiv consumatorii industriali. Sectorul industrial Pentru industriile care consumă hidrogen în prezent, precum şi pentru cele care planifică investiţii în integrarea hidrogenului verde, este necesară asigurarea unui flux continuu de hidrogen pentru procesele lor. Producţia hidrogenului regenerabil va fi asigurată de funcţionarea electrolizoarelor utilizând energie din surse regenerabile timp de minimum 3.445 de ore anual, rezultând o medie de 9,4 ore / zi. Astfel, fluxul continuu al hidrogenului trebuie asigurat şi în orele în care electrolizorul este oprit, din lipsa sursei de energie din surse regenerabile sau în cazul perioadelor de mentenanţă sau reparaţii. Pentru procesele industriale descrise la capitolul V.3, nu este necesară stocarea unor volume mari de hidrogen până în anul 2030 pentru a asigura fluxul continuu în procesele industriale, de tipul depozitelor în caverne de sare sau zăcăminte epuizate de gaz natural, astfel că atât producţia, cât şi stocarea hidrogenului se vor face la locul de consum. Sectorul de transport Producţia de hidrogen pentru transportul public comun va fi localizată în proximitatea cererii, fiind cea mai fezabilă soluţie. În cazul transportului greu, staţiile de alimentare vor fi localizate de-a lungul reţelei TEN-T, necesitând alimentare zilnică în vederea utilizării hidrogenului regenerabil la pompă. Acestea vor fi alimentate transportând hidrogenul de la producători, cu camioane sau după caz trenuri. Alimentarea staţiilor de reîncărcare cu hidrogen pe cale rutieră, de la producţie la locul de consum nu este o soluţie potrivită pe termen lung, având în vedere emisiile totale de gaze cu efect de seră pe întregul proces şi capacitatea de hidrogen care poate fi transportată de mijloacele mobile. Electrolizoarele localizate la producător vor funcţiona relativ constant atunci când există energie din surse regenerabile, urmând ca producţia de hidrogen să fie stocată local până la transportul către staţiile de alimentare. Transportul prin reţeaua de gaz natural, în amestec, nu ar fi fezabil economic pentru utilizarea în sectorul transporturilor, datorită necesităţii extracţiei şi purificării hidrogenului amestecat în reţea. Similar cu sectorul industrial, în procesele industriei de rafinare este necesară asigurarea unui flux continuu de hidrogen. Costul de stocare al hidrogenului regenerabil poate varia semnificativ în funcţie de fezabilitatea tehnică şi economică a modului de stocare, precum şi a perioadei de stocare pentru fiecare utilizare. La nivelul anului 2024, CAPEX pentru o capacitate de stocare de 1 kg hidrogen regenerabil este de ~10 EUR/kg pentru stocarea în zăcăminte epuizate de gaz natural, în timp ce CAPEX pentru stocarea în caverne de sare este de ~32 EUR/kg. Aceste costuri urmează să scadă semnificativ pentru stocarea în zăcămintele de gaz natural la nivelul anului 2030, estimat la ~5 EUR/kg, în timp ce pentru cavernele de sare scăderea este marginală la ~30 EUR/kg*63). *63) CLEAN HYDROGEN JOINT UNDERTAKING - Strategic Research and Innovation Agenda 2021 - 2027 (Februarie 2022) SECŢIUNEA a 6-a Văi de hidrogen în România (H2 valleys) Văile de hidrogen (H2 valleys) se dezvoltă eficient în zone geografice ce acoperă întregul lanţ valoric al hidrogenului (producţie, stocare, distribuţie, consum final). În cadrul acestor văi, sunt localizaţi atât multipli consumatori de hidrogen - existenţi şi potenţiali - din una sau mai multe industrii, cât şi potenţial de producere de hidrogen care să acopere cererea. Prin localizarea într-o regiune comună şi acoperirea întregului lanţ valoric, dezvoltarea hub-urilor poate oferi avantaje multiple precum: a) scăderea gradului de risc al investiţiei (de-risking) prin împărţirea investiţiilor capitale între mai mulţi parteneri, şi astfel atragerea unor finanţări mai atrăgătoare b) reducerea costurilor de dezvoltare a infrastructurii necesare (conducte, stocare, staţii de reîncărcare), ca urmare a sinergiilor şi a economiilor de scară rezultate c) dezvoltarea economică a zonei prin apariţia unor industrii noi sau stimularea unora deja existente d) stimularea cooperării economice în vederea progresului tehnologic şi a inovaţiei. Creşterea cererii de hidrogen în cadrul văilor poate determina, în timp, nevoia de a achiziţiona hidrogenul necesar consumatorilor din regiune din alte puncte geografice. În cazul în care acesta va fi disponibil la un preţ atractiv şi a produs o cantitate redusă de emisii, necesitatea culoarelor/coridoarelor de hidrogen va creşte, fapt ce va determina redefinirea infrastructurii existente de transport. Această evoluţie poate însemna şi re-dedicarea infrastructurii gazelor naturale şi nevoia, totodată, de construire a unor noi elemente de reţea. În mai 2022, iniţiativa European Hydrogen Backbone a trasat planurile pentru dezvoltarea a 5 coridoare de transport de hidrogen, ce au rolul de a ajuta la atingerea obiectivelor Europene în domeniul hidrogenului în anul 2030*64). Într-o primă fază, aceste coridoare au ca scop conectarea cererii şi ofertei de hidrogen la nivel European, oferind oportunitatea României de a importa şi exporta hidrogen. De asemenea, România ar putea să fie conectată cu ajutorul Dunării de Austria, Bulgaria, Cehia, Germania, Ungaria, Slovacia, Muntenegru, Serbia, Moldova, Ucraina. Din luna aprilie 2022 Transgaz a devenit membru al European Hydrogen Backbone. *64) European Hydrogen Backbone - Trasare planuri pentru dezvoltarea a 5 potenţiale coridoare pentru transport de hidrogen (Mai 2022) În scopul identificării potenţialului pentru văile de hidrogen în România, au fost elaborate şi analizate mai multe criterii cu diferite ponderi, pentru determinarea zonelor cele mai propice care ar putea deveni văi sau hub-uri de hidrogen. Principalele criterii care au fost analizate sunt: industrii şi companii relevante, existenţa surselor de apă, sistemul energetic din zonă, respectiv infrastructura energetică, aglomerările urbane prezente, infrastructura de transport marfă şi persoane, posibilităţile pentru capacităţi de stocare a hidrogenului sau derivatelor acestuia. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.6.1 - Detalierea criteriilor de identificare a potenţialelor văi de hidrogen, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) Industrii şi companii relevante Au fost analizate la nivel naţional industriile şi companiile relevante, conturându-se o serie de centre industriale, unde hidrogenul este sau poate fi folosit ca materie primă în producţie sau ca sursă de energie, cele mai mari cantităţi necesare fiind identificate în industriile: siderurgice, metalurgice, producţiei de amoniac şi rafinăriilor. Surse de apă şi sistem energetic Sursele de apă necesare producţiei de hidrogen au fost analizate atât din punct de vedere al disponibilităţii, cât şi corelate cu sistemul energetic la nivel regional. Au fost urmărite zonele geografice unde există râuri cu debit suficient de mare, încât să fie asigurat necesarul de apă pentru producţia de hidrogen prin electroliza apei. De asemenea, a fost evidenţiat numărul mare de hidrocentrale existente la nivel naţional, dar şi potenţialul energiei regenerabile - în special în Dobrogea, ca şi combinaţie de eolian şi solar, dar şi în Oltenia şi alte zone din ţară. Capacitatea reţelelor de transport şi distribuţie în SEN a fost luată în considerare, precum şi planurile de dezvoltare a reţelelor electrice şi/sau de gaze naturale. Infrastructură transport mărfuri şi persoane şi aglomerări urbane Distanţele reduse dintre centrele industriale identificate şi anumite oraşe principale ale ţării constituie un avantaj în conturarea unei văi. Printre aceste avantaje enumerăm accesul la resurse umane specializate, consumarea hidrogenului rezultat la nivel urban atât în zona de transporturi, cât şi în zona de încălzire. Aceste avantaje pot fi susţinute de accesul la infrastructura de transport naţională (feroviară şi/sau rutieră) şi de către accesul portuar la Dunăre sau Marea Neagră. Capacităţi geologice de stocare Capacităţile geologice de stocare a hidrogenului în aceste văi sunt tratate ca un avantaj pentru zona respectivă, dar nu un criteriu de eliminare. Pe baza acestor criterii au rezultat propunerile preliminare de localizare a văilor de hidrogen din România, aşa cum sunt evidenţiate în figura de mai jos. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr. V.6.2 - Localizarea geografică a potenţialelor văi de hidrogen în România, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) Dezvoltarea văilor de hidrogen poate oferi pe teritoriul României oportunitatea de a construi o economie a hidrogenului, ce include inclusiv beneficii aduse comunităţii, din perspectiva reducerii poluării şi creării de locuri de muncă. Cele cinci potenţiale văi de hidrogen identificate sunt: 1. Bucureşti - Ploieşti - Târgovişte - Piteşti Regiunea este un centru industrial major, alături de rafinării, în cadrul cărora există şi în prezent cerere pentru hidrogen. De asemenea, cele două fabrici de ciment din cadrul acestei văi prezintă potenţialul utilizării hidrogenului regenerabil după orizontul anului 2030. Tot în acest orizont, datorită aglomerărilor urbane situate în această regiune şi al consumului rezidenţial ridicat de gaze naturale, se remarcă potenţialul pentru amestecul hidrogenului cu gazele naturale pentru uz casnic şi non-casnic. Capacitatea de racordare la sistemul energetic este ridicată, alături de potenţialul pentru energia fotovoltaică. Întrucât aglomerările urbane sunt puternic concentrate pe această rază şi susţinute de o infrastructură dezvoltată de transport, cererea pentru transportul public şi pentru amestecul cu gaze naturale poate prezenta valori ridicate în viitor. 2. Constanţa - Medgidia - Călăraşi - Slobozia În cadrul acestei arii, se regăseşte o rafinărie care produce şi consumă hidrogen în prezent, dar există şi industrii de interes (e.g. industria cimentului) ce pot folosi hidrogenul în viitor. În această zonă este cel mai mare port naţional. De asemenea, potenţialul SRE este printre cele mai ridicate din ţară, cu toate că reţeaua de transport al energiei electrice necesită investiţii suplimentare din partea Transelectrica. Portul Constanţa planifică investiţii într-un terminal de bunkeraj pentru combustibili alternativi (hidrogen şi/sau derivaţi), iar porturile maritime de pe Dunăre cuprinse în TEN-T vor fi modernizate şi vor realiza investiţii pentru transportul de combustibili alternativi. La Slobozia există un combinat chimic în conservare, în cadrul căruia există o fabrică de amoniac cu capacitate de 1.100 t/zi. De asemenea, există posibilitatea dezvoltării unei văi de hidrogen integrată, împreună cu Ucraina sau Republica Moldova. 3. Cluj - Târgu Mureş - Sighişoara - Sibiu - Sebeş Această regiune dispune în prezent de cea mai mare cerere de hidrogen, generată de industria amoniacului. La Târgu Mureş există un combinat de îngrăşăminte cu două fabrici de amoniac cu o capacitate de 1.100 t/zi. De asemenea, fabrica de ciment din cadrul acestei văi prezintă potenţialul utilizării hidrogenului regenerabil după orizontul anului 2030. Datorită aglomerărilor urbane situate în această regiune şi al consumului rezidenţial ridicat de gaze naturale, se remarcă potenţialul pentru amestecul hidrogenului cu gazele naturale pentru uz casnic şi non-casnic. Producţia de energie din surse regenerabile prezintă valori moderate comparativ cu restul regiunilor analizate. În zona Făgăraş-Victoria există foste platforme industriale din industria chimică şi de îngrăşăminte, precum şi o fabrică de ciment la o distanţă de cca. 50 km de Sighişoara, care într-o etapă ulterioară ar putea intra în această vale (de ex. Nitroporos, cu o fabrică de amoniac cu o capacitate de 900 t/zi). 4. Galaţi - Brăila - Tulcea În această arie nu există în prezent cerere pentru hidrogen la nivel industrial, însă prin intermediul noilor proiecte plănuite din industria siderurgică, consumul potenţial poate deveni cel mai ridicat la nivel naţional. Totodată, se remarcă existenţa porturilor fluviale maritime, dar şi a unui potenţial ridicat pentru producţia de energie eoliană. Proximitatea acestei zone cu valea numărul 2 reprezintă un alt avantaj, având în vedere că o conectare a acestor zone (de exemplu prin conducte de transport de hidrogen) ar oferi sinergii considerabile ambelor văi. De asemenea, există posibilitatea dezvoltării unei văi de hidrogen integrată, împreună cu Ucraina sau Republica Moldova. 5. Craiova - Slatina - Târgu Jiu - Rm. Vâlcea În prezent, această zonă geografică prezintă un nivel relativ scăzut de cerere pentru hidrogen la nivel industrial, dar cuprinde multiple puncte de producţie industriale ce pot folosi hidrogenul în viitor, înainte şi după orizontul anului 2030 (Complexul Energetic Oltenia, Chimcomplex Râmnicu Vâlcea). Un alt avantaj al acestei văi îl constituie potenţialul solar al zonei şi capacitatea ridicată de racordare la reţeaua electrică. Există în această zonă şi facilităţi de cercetare/inovare, astfel ICSI Rm. Vâlcea coordonează proiectul strategic Hub Român de Hidrogen şi Noi Tehnologii Energetice, contract G 2024-81692/390006 din 13.11.2024, proiect aflat în implementare în cadrul Programului Operaţional Creşterea Inteligentă, Digitalizare şi Instrumente Financiare. Ierarhizare şi prioritizare văi Criteriile de identificare a potenţialelor văi de hidrogen prezentate anterior au fost utilizate pentru construirea unui model de evaluare, ce a ajutat la ierarhizarea acestora. Ponderile criteriilor folosite şi aspectele analizate sunt prezentate în figura următoare: (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.6.3 - Evaluarea văilor identificate, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) Scorurile au fost calculate acordând văii cu cea mai mare cerere/capacitate/potenţial punctajul 10,00 (în funcţie de fiecare categorie), iar pentru următoarele în ordinea valorii, a fost calculată pro-rata raportată la numerele înregistrate în dreptul văii cu punctajul cel mai ridicat. Toate văile identificate au acces la reţeaua europeană de hidrogen prin conducte, Hydrogen Backbone, capacitate de racordare la reţeaua de gaze naturale şi au surse de apă disponibile, motiv pentru care aceste caracteristici nu au fost punctate separat. Ponderea alocată fiecărui element este atribuită în funcţie de importanţa specifică a criteriului în stabilirea unei văi de hidrogen, urmărind următoarele valori: Industrii consum actual hidrogen - 20%, Industrii consum potenţial hidrogen - 10%, Capacitate racordare sistem energetic - 10%, Potenţial energie din surse regenerabile (fotovoltaică) - 10%, Potenţial energie din surse regenerabile (eoliană) - 20%, Aglomerări urbane - Amestec hidrogen cu gaze naturale - 5%, Aglomerări urbane - Transport public - 10%, Infrastructură transport - 15%. Importanţa ponderilor este bazată atât pe existenţa unei cereri pentru hidrogen, dar şi pe condiţiile tehnice pentru susţinerea unei astfel de cereri. În urma analizei, a rezultat următoarea ierarhizare, bazată pe aplicarea mediei ponderate asupra criteriilor definite anterior. Vale 1: Bucureşti - Ploieşti - Târgovişte - Piteşti Vale 2: Constanţa - Medgidia - Călăraşi - Slobozia Vale 3: Cluj - Târgu Mureş - Sighişoara - Sibiu - Sebeş Vale 4: Galaţi - Brăila - Tulcea Vale 5: Craiova - Slatina - Târgu Jiu - Rm.Vâlcea
┌──────────────┬─────────────────────────────┐
│ │Văi de hidrogen │
│Criterii ├┬─────┬─────┬─────┬─────┬────┤
│ ││Vale │Vale │Vale │Vale │Vale│
│ ││1 │2 │3 │4 │5 │
├──────────────┼┼─────┼─────┼─────┼─────┼────┤
│Industrii ││ │ │ │ │ │
│consum actual ││6.37 │6.21 │10.00│0.01 │1.85│
│hidrogen ││ │ │ │ │ │
├──────────────┼┼─────┼─────┼─────┼─────┼────┤
│Industrii ││ │ │ │ │ │
│consum ││2.66 │2.21 │4.09 │10.00│4.31│
│potenţial ││ │ │ │ │ │
│hidrogen ││ │ │ │ │ │
├──────────────┼┼─────┼─────┼─────┼─────┼────┤
│Capacitate ││ │ │ │ │ │
│racordare ││10.00│6.20 │8.93 │6.20 │9.30│
│sistem ││ │ │ │ │ │
│energetic ││ │ │ │ │ │
├──────────────┼┼─────┼─────┼─────┼─────┼────┤
│Potenţial ││ │ │ │ │ │
│energie ││10.00│10.00│9.23 │9.92 │9.62│
│regenerabilă ││ │ │ │ │ │
│(fotovoltaică)││ │ │ │ │ │
├──────────────┼┼─────┼─────┼─────┼─────┼────┤
│Potenţial ││ │ │ │ │ │
│energie ││- │10.00│- │9.57 │- │
│regenerabilă ││ │ │ │ │ │
│(eoliana) ││ │ │ │ │ │
├──────────────┼┼─────┼─────┼─────┼─────┼────┤
│Aglomerări ││ │ │ │ │ │
│urbane - ││ │ │ │ │ │
│Amestec ││10.00│1.63 │2.71 │2.11 │1.61│
│hidrogen cu ││ │ │ │ │ │
│gaze naturale ││ │ │ │ │ │
├──────────────┼┼─────┼─────┼─────┼─────┼────┤
│Aglomerări ││ │ │ │ │ │
│urbane - ││10.00│1.36 │2.32 │1.52 │1.44│
│Transport ││ │ │ │ │ │
│public ││ │ │ │ │ │
├──────────────┼┼─────┼─────┼─────┼─────┼────┤
│Infrastructură││6.67 │4.93 │2.34 │1.48 │1.98│
│transport ││ │ │ │ │ │
├──────────────┼┼─────┼─────┼─────┼─────┼────┤
│Scor Total ││6.14 │6.04 │5.07 │5.01 │3.31│
└──────────────┴┴─────┴─────┴─────┴─────┴────┘
Figura nr. V.6.4 - Ierarhizarea văilor identificate, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) Factorii de succes pentru implementarea văilor de hidrogen în România 1. Alegerea unui concept bine fundamentat, care să acopere întregul lanţ valoric şi toate opţiunile tehnologice, şi care să se adreseze unei nevoi locale şi să se folosească de potenţialul zonei 2. Definirea unei structuri comerciale fezabile, care să aducă partenerilor beneficii reale 3. Obţinerea unei combinaţii de finanţare din multiple surse publice şi private, astfel încât sursele publice să fie suficiente şi să asigure fezabilitate comercială 4. O colaborare strânsă între parteneri şi părţile implicate pe tot parcursul proiectului şi o implicare constructivă şi continuă 5. Sprijin din partea autorităţilor centrale şi locale, angajamentul publicului şi acceptanţă pe parcursul derulării proiectului de realizare a văii SECŢIUNEA a 7-a Piaţa hidrogenului în România şi mecanismele pieţei Strategia UE privind hidrogenul prevede crearea "unei pieţe lichide şi funcţionale a hidrogenului", în care "comerţul cu hidrogen pe bază de mărfuri ar facilita intrarea de noi producători". Strategia a stabilit prioritatea dezvoltării hidrogenului regenerabil, produs folosind în principal energia eoliană şi solară. Performanţa diferitelor tehnologii de producere a hidrogenului în raport cu obiectivul de decarbonizare poate fi reflectată în procesul lor de producţie, care necesită cantităţi diferite de certificate de emisii ale UE (EU-ETS) pentru a-şi acoperi emisiile de gaze cu efect de seră (GES). Producţia de hidrogen regenerabil nu prezintă emisii de CO_2, iar hidrogenul cu amprentă redusă de carbon, conform definiţiei folosite în cadrul acestui document, generează deşeuri de natura celor rezultate în generarea energiei electrice nucleare. În prezent, nu există o piaţă funcţională la nivelul UE pentru certificarea valorii regenerabile a hidrogenului regenerabil. Acest lucru ar putea fi asigurat de un sistem de garanţii de origine regenerabilă (GO). Viitorul cadru de piaţă care să asigure dezvoltarea economiei hidrogenului ar putea cuprinde două elemente: 1. piaţa hidrogenului (commodity market) - nivel local/European; 2. un sistem şi o piaţă de GO, pentru recunoaşterea şi comercializarea certificatelor care atestă valoarea regenerabilă a hidrogenului regenerabil - nivel local/European. Crearea unor mecanisme de piaţă solide pentru hidrogenul cu amprentă redusă de carbon şi cel regenerabil şi a produselor sale din exploatare, cum ar fi amoniacul, va asigura transparenţa preţurilor şi a volumelor de tranzacţionare şi o dezvoltare sustenabilă a industriei. Hidrogenul poate fi cumpărat şi vândut într-o varietate de moduri, în funcţie de piaţa specifică şi de nevoile cumpărătorilor şi vânzătorilor. Unele mecanisme comune pentru comercializarea hidrogenului includ: a) livrare fizică: hidrogenul poate fi transportat pe cale rutieră, prin conductă sau pe navă şi poate fi vândut printr-o varietate de canale, inclusiv către utilizatori industriali şi staţii de realimentare pentru vehicule cu celule de combustibil (FCEV). b) pieţe spot: pe o piaţă spot, hidrogenul este cumpărat şi vândut pentru livrare imediată. Preţurile sunt de obicei determinate de cerere şi ofertă pe termen scurt. c) contracte forward: într-un contract forward, hidrogenul este cumpărat şi vândut pentru livrare la un anumit moment în viitor. Preţul este convenit în momentul încheierii contractului şi se bazează de obicei pe preţul aşteptat al hidrogenului în momentul livrării. d) pieţe de instrumente derivate: hidrogenul poate fi tranzacţionat şi prin pieţele de instrumente derivate, cum ar fi pieţele futures şi de opţiuni. Pe aceste pieţe, participanţii pot specula cu privire la preţul viitor al hidrogenului sau se pot proteja împotriva schimbărilor de preţ. e) pieţele carbonului: hidrogenul poate fi comercializat şi prin pieţele carbonului, unde este utilizat ca mijloc de compensare a emisiilor de carbon. În acest caz, hidrogenul este de obicei evaluat pe baza capacităţii sale de a reduce emisiile de gaze cu efect de seră. Există mai multe mecanisme de piaţă care pot fi utilizate pentru a facilita producţia, distribuţia şi consumul de hidrogen: a) subvenţii şi stimulente guvernamentale: guvernele pot oferi stimulente financiare şi subvenţii pentru a încuraja dezvoltarea şi adoptarea tehnologiei hidrogenului. Acestea pot include finanţare pentru întărirea şi dezvoltarea reţelei de distribuţie a energiei electrice şi gazelor, cercetare şi dezvoltare, credite fiscale pentru întreprinderi şi persoane fizice care utilizează hidrogen şi granturi pentru construcţia infrastructurii de hidrogen. b) tarifarea carbonului: mecanismele de stabilire a preţului carbonului, cum ar fi o taxă pe carbon sau un sistem de limitare şi comercializare, pot crea un stimulent economic pentru ca întreprinderile să îşi reducă emisiile de carbon. Acest lucru poate încuraja utilizarea tehnologiilor cu emisii scăzute de carbon, cum ar fi hidrogenul cu amprentă redusă de carbon, care poate fi folosit ca înlocuitor pentru combustibilii fosili. c) investiţii în sectorul privat: sectorul privat poate juca, de asemenea, un rol în sprijinirea dezvoltării şi adoptării tehnologiei hidrogenului. Companiile pot investi în cercetare şi dezvoltare, pot construi instalaţii şi infrastructură de producţie a hidrogenului şi pot dezvolta noi produse şi servicii care utilizează hidrogen. d) Book and Claim: Sistemul propus separă modalitatea de obţinere a hidrogenului din fluxul fizic al produsului şi oferă posibilitatea de utilizare a hidrogenului regenerabil în orice loc de consum, independent de locurile sale de producţie, prin intermediul unor operaţii de tip swap, care iau în considerare Garanţia de Origine regenerabilă (GO) a produsului SECŢIUNEA a 8-a Finanţarea necesară Având în vedere faptul că este vorba de o tehnologie relativ nouă, gradul ridicat de incertitudine aferent oricărei tehnologii în faze incipiente de adoptare va genera o abordare prudentă în ceea ce priveşte acordarea creditelor bancare. Pentru a încuraja atingerea ţintelor de producţie şi consum, respectiv adoptarea pe scară largă a tehnologiilor bazate pe hidrogen, Strategia Naţională a Hidrogenului identifică mecanismele de finanţare optime şi care vor menţine, în acelaşi timp, echilibrul pieţei din perspectivă concurenţială. Astfel, pentru a facilita accesul la instrumente de finanţare, se impune implementarea unor măsuri care să permită reducerea riscurilor şi securizarea beneficiilor economice estimate ale proiectelor. Siguranţa cererii poate fi realizată prin acordurile între producători şi consumatori, fie sub forma unor acorduri de cumpărare a volumelor de hidrogen, de o anumită calitate (de ex. cu certificate de origine sau de emisii) sau investiţii comune în clustere industriale pentru hidrogen. Angajamentele de reducere a emisiilor din partea marilor companii din industrie vor contribui la crearea siguranţei cererii. Prin strategia de finanţare sustenabilă, Comisia Europeană, urmăreşte (i) reorientarea fluxurilor de capital către o economie mai sustenabilă, (ii) includerea elementelor de sustenabilitate în sistemele de administrare a riscurilor şi (iii) încurajarea transparenţei şi a viziunii pe termen lung. În acest sens, certificarea hidrogenului în funcţie de gradul de emisii ar putea juca un rol major în facilitarea accesului la finanţare. În ceea ce priveşte utilizarea hidrogenului regenerabil în transportul public, Guvernul, prin ministerul de resort şi unităţile administrativ-teritoriale, poate promova achiziţionarea şi operarea mijloacelor de transport alimentate cu hidrogen prin includerea acestora în contractele de servicii publice, pe ambele sectoare de transport public de pasageri, feroviar şi rutier, atât în transportul public local, cât şi în transportul interjudeţean de persoane. Totodată, Comisia Europeană a anunţat crearea unei Bănci Europene pentru Hidrogen (European Hydrogen Bank), o măsură de sprijin public a UE pentru a stimula şi dezvolta o economie a hidrogenului în Europa. Această iniţiativă are ca scop accelerarea investiţiilor şi diminuarea lipsei de finanţare disponibilă în vederea îndeplinirii ţintelor setate în cadrul RePowerEU de producţie şi import a hidrogenului regenerabil*65). În primul rând, Banca Europeană pentru Hidrogen va ajuta sa facă faţă provocărilor financiare iniţiale pentru a crea o piaţă emergentă de hidrogen regenerabil, însă aceasta va avea şi o dimensiune internaţională pentru a facilita importurile de hidrogen regenerabil în UE. Comunicatul Comisiei Europene prezintă cei patru piloni ai iniţiativei: două mecanisme de finanţare pentru finanţarea pieţei interne şi pentru importurile internaţionale de hidrogen regenerabil în UE, asigurarea transparenţei şi a coordonării în UE şi în final, simplificarea instrumentelor financiare existente, împreună cu coordonarea şi combinarea acestora cu noi finanţări publice şi private*66). *65) Comisia Europeană - Prezentarea Comisiei a Băncii Europene pentru Hidrogen pentru a stimula economia hidrogenului regenerabil (Martie 2023) *66) Comisia Europeană - Comunicare a Comisiei către Parlamentul European, Consiliu, Comitetul Economic şi Social European şi Comitetul Regiunilor privind Banca Europeană pentru Hidrogen (Martie 2023) Mecanismele de finanţare pentru adoptarea unei economii a hidrogenului vor lua în considerare întregul lanţ valoric. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr. V.8.1 - Modul de interacţiune între politicile de finanţare şi subvenţionare şi intervenţiile necesare în reglementare pentru implementarea unei strategii a hidrogenului, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) Politicile de promovare a tehnologiei sunt necesare pentru a avansa tehnologiile de-a lungul ciclului antreprenorial, de la cercetare - dezvoltare la proiecte pilot şi mergând până la extindere. Programele de finanţare cu granturi de investiţii/împrumuturi pentru cheltuieli de capital (CAPEX) vor fi forma dominantă de sprijin în stadiu incipient. Programele se vor concentra pe promovarea producţiei de hidrogen din surse regenerabile. De asemenea, finanţarea trebuie să aibă în vedere şi costurile de tip operaţional (OPEX), care pot suferi creşteri cauzate de tehnologia necesară producţiei de hidrogen regenerabil. Politicile de stimulare a cererii sunt necesare pentru a încuraja consumul de hidrogen regenerabil şi cu amprentă redusă de carbon atât în aplicaţii noi, precum şi în industriile curente care utilizează hidrogen cu emisii ridicate de CO_2 şi care trebuie decarbonizate. Programele de finanţare guvernamentale vor lua în considerare consumatorii de hidrogen pentru a acoperi investiţiile legate de conversia tehnologiei, de proces şi de modernizare a echipamentelor (ex. utilizarea hidrogenului pentru încălzire în producţie, clădiri şi transport greu). Politicile de stimulare a infrastructurii sunt necesare pentru conectarea cererii cu producţia, acolo unde acestea nu se află în aceeaşi locaţie. Politicile de stimulare a cererii şi producţiei trebuie corelate cu politicile de stimulare a dezvoltării infrastructurii, asigurând astfel implementarea sustenabilă a măsurilor privind hidrogenul. Având în vedere că în România se preconizează utilizarea gazelor naturale ca şi combustibil de tranziţie pe fondul rezervelor semnificative din Marea Neagră, reţeaua de gaze naturale este încă în curs de extindere şi renovare, vor trebui asigurate măsuri de stimulare financiară, stimulare fiscală şi programe de finanţare dedicate dezvoltării de reţele noi/reconversia reţelelor existente compatibile pentru transportul hidrogenului, asigurând astfel tranziţia către gazele curate. Instrumentele financiare prin care se pot acoperi costurile investiţiilor în hidrogen trebuie definite cu scopul de a reduce riscurile şi a crea certitudine (de ex. acordurile de cumpărare de hidrogen sau contractele pentru diferenţă) sau să subvenţioneze şi să stimuleze pentru a dezvolta proiecte şi tehnologii până la o etapă în care devin mai puţin costisitoare. Prezentăm mai jos instrumentele financiare recomandate pentru lansarea unei economii a hidrogenului în România. Pentru o eficienţă ridicată a finanţării, trebuie utilizată o combinaţie adecvată de instrumente pe întreg lanţul valoric, care să stimuleze în mod echilibrat diferitele elemente, dar cu respectarea principiului de evitare a dublei finanţări. În plus, este necesară o flexibilitate în ceea ce priveşte accesul mediului privat dispus să promoveze şi să contribuie în dezvoltarea pieţei de hidrogen la aceste instrumente de finanţare, precum şi alte finanţări nerambursabile. Totodată, acordarea acestor măsuri de sprijin financiare se va realiza cu respectarea legislaţiei europene şi naţionale în domeniul ajutorului de stat. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr. V.8.2 - Instrumente de finanţare potenţiale per arii de aplicare, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) Granturile sunt sume de bani oferite în baza unor criterii de selecţie în special actorilor care necesită efectuarea unor investiţii/cheltuieli de capital (CAPEX) de valoare ridicată şi care nu au randament economic imediat. De asemenea, se oferă şi pentru acoperirea unei părţi a cheltuielilor operaţionale (OPEX) rezultate din adoptarea timpurie a tehnologiei. Garanţii şi împrumuturi acordate de stat Garanţia de stat oferă posibilitatea împrumutatului să obţină finanţare în condiţii financiare mai bune pentru un împrumut, decât cele care sunt în mod normal disponibile pe pieţele financiare. De obicei, beneficiind de o garanţie de stat, un investitor în tehnologiile hidrogenului poate obţine niveluri mai scăzute ale dobânzii şi/sau să ofere mai puţine garanţii. În unele cazuri acest investitor, fără o garanţie de stat, nu ar putea găsi o instituţie financiară dispusă să îl împrumute în respectivele condiţii economico-financiare. Garanţiile de stat pot astfel să faciliteze crearea unor noi modele de afaceri cu hidrogen şi să dea posibilitatea unor întreprinderi să obţină resurse financiare în scopul de a desfăşura activităţi în acest domeniu, sau, pur şi simplu, să rămână în activitate, în loc să fie eliminate sau restructurate, având în vedere presiunea internaţională în domeniul reducerii emisiilor poluante. Scheme de sprijin fiscal Politicile industriale oferă de obicei sprijin printr-un regim fiscal dedicat. Pentru hidrogenul regenerabil, politicile care reduc povara financiară legată de investiţia în instalaţia de electroliză vor reduce acel element de cost şi vor consolida decizia de investiţie. Efectul acestor măsuri asupra bugetelor fiscale ale guvernului este mic la început, având în vedere capacitatea limitată de producţie a electrolizoarelor. Scăderea stimulentelor fiscale (în scădere pe măsură ce capacitatea este implementată) ar putea ţine pasul cu lansarea economiei hidrogenului şi scăderea costurilor cu investiţia, pe măsura ieftinirii tehnologiei. Mai mult decât încurajarea producerii de hidrogen regenerabil, stimulentele fiscale au rolul de a încuraja, de asemenea, utilizarea hidrogenului regenerabil, cât şi taxarea suplimentară a consumatorilor care utilizează surse alternative poluante în locul hidrogenului regenerabil. Astfel, pârghiile fiscale pot accelera adoptarea măsurilor pentru îndeplinirea obiectivelor setate. Contracte pentru diferenţă Un mecanism de preţ fix cu primă variabilă, cunoscut şi sub denumirea de "contract pentru diferenţă (CfD)" se bazează pe un sistem prin care valoarea ajutorului variază în funcţie de două (sau trei) variabile: (i) preţul de exercitare, (ii) un preţ de referinţă şi în unele cazuri, (iii) un preţ minim. Mărimea ajutorului va fi calculată ca diferenţă dintre preţul de exercitare şi preţul de referinţă, fără a depăşi niciodată diferenţa dintre preţul de exercitare şi pragul de preţ. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr.V.8.3 - Ilustraţie grafică a instrumentului de contracte pentru diferenţă, Sursă: ERCST*67) (Octombrie 2021) *67) ERCST - Carbon Contract for Difference (Octombrie 2021) Contractele pentru diferenţă pot încuraja investiţiile private în hidrogen, cu un efort de la bugetul public relativ redus, faţă de subvenţionarea CAPEX, şi mai echilibrat în timp. Prime fixe pentru H_2 regenerabil Într-un mecanism de primă fixă, fiecare kilogram de hidrogen produs primeşte un ajutor fix, indiferent de veniturile rezultate din vânzarea hidrogenului. Mărimea primei poate fi calculată: (i) pe baza costurilor de producţie, (ii) pe baza costului combustibililor contrafactual sau (iii) stabilită printr-o licitaţie. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr. V.8.4 - Ilustraţie grafică a instrumentului de prime fixe, Sursă: Hy24*68) (Decembrie 2022) *68) Hy24 - Incentivising Investment in European Renewable Hydrogen Production (Decembrie 2022) Contracte pentru diferenţă de carbon Un contract de carbon este un contract prin care un guvern sau o instituţie convine cu un agent asupra unui preţ fix al carbonului pe o anumită perioadă de timp. În timpul perioadei convenite contractual, acest agent poate vinde orice reducere a emisiilor de carbon (sau cota de carbon) la acel preţ dat. Dacă sunt formulate ca un preţ de exercitare faţă de preţul pieţei carbonului (o opţiune cu două părţi), atunci acestea devin contracte de carbon pentru diferenţe (CCfD) (a se vedea imaginea asociată) Figura nr. V.8.5 - Ilustraţie grafică a instrumentului de contracte pentru diferenţă carbon, Sursă: Climate Strategies*69) (Septembrie 2020) *69) Climate Strategies - Carbon Contracts for Differences: their role in European industrial decarbonization (Septembrie 2020) Parteneriat Public Privat exprimă o modalitate de cooperare între partenerul public şi investitorul privat pentru realizarea sau, după caz, reabilitarea şi/sau extinderea unui bun sau a unor bunuri care vor aparţine patrimoniului partenerului public şi/sau operarea unui serviciu public, în condiţiile Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 39/2018 privind parteneriatul public-privat, cu modificările şi completările ulterioare. Obiectivele principale sunt furnizarea unor servicii publice de calitate, a unor bunuri de largă utilitate, sau înlesnirea şi asigurarea atingerea unor obiective socio-economice. În ceea ce priveşte economia hidrogenului, parteneriatul public privat poate lua forme multiple, în funcţie de elementele lanţului valoric pe care la acoperă şi amploarea proiectelor. Astfel, parteneriatul public privat se va realiza în forma prevăzută de Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 39/2018, respectiv prin societăţi/societăţi de proiect. Plata pentru disponibilitate este un instrument utilizat în mod special pentru ariile în care tehnologia scumpă nu are o masă critică de utilizatori. Scopul acestui instrument este de a face disponibilă tehnologia, pentru a nu oferi prilejul unor bariere de adoptare a tehnologiei. Mecanismul presupune plata unei sume de bani actorilor privaţi care pun la dispoziţie tehnologia consumatorilor. Măsurile prezentate mai sus sunt susceptibile de a constitui ajutor de stat, ca urmare acordarea lor se va realiza cu respectarea legislaţiei europene şi naţionale în domeniul ajutorului de stat. CAP. VI Obiective generale şi specifice Obiectivele generale ale strategiei hidrogenului până în anul 2030 sunt dezvoltate pe baza viziunii şi direcţiilor strategice, aşa cum acestea au fost definite în capitolul III. European Research Area (ERA) a finalizat în martie 2022 Agenda strategică de cercetare şi inovare*70) prin care au fost definite priorităţile pentru colaborare internaţională şi măsuri coordonate. Domeniile tematice ale Agendei au fost definite pe "Producţie", "Transport şi Infrastructură" şi "Stimularea pieţei". În acest sens, la nivel naţional a fost adoptată Strategia Naţională de Cercetare, Inovare şi Specializare Inteligentă a Ministerului Cercetării, Inovării şi Digitalizării*71) care prevede promovarea hidrogenului şi tranziţia către neutralitate climatică. *70) European Research Area (ERA) - Agenda strategică de cercetare şi inovare (Martie 2022) *71) MINISTERUL CERCETĂRII, INOVĂRII ŞI DIGITALIZĂRII - Strategia Naţională de Cercetare, Inovare şi Specializare Inteligentă 2022-2027 (Iulie 2022). Ministerul Cercetării Inovării şi Digitalizării a devenit Ministerul Educaţiei şi Cercetării conform OUG nr. 153/2024 privind stabilirea unor măsuri la nivelul administraţiei publice centrale, partea de cercetare fiind preluată de Autoritatea Naţională pentru Cercetare. Obiectivele generale şi specifice, precum şi Planul de acţiune pentru Strategia Naţională a Hidrogenului, iau în considerare priorităţile definite prin această Agendă, nu doar în sensul orientării cercetării şi inovării către acoperirea acestor teme, dar şi urmărind direcţiile de dezvoltare pe care şi le-au propus cele 25 ţări membre interesate şi cele 5 ţări terţe. În ceea ce priveşte definirea ţintelor cantitative, ele sunt derivate din analizele şi estimările de consum şi producţie, aşa cum au fost detaliate în capitolul V.3. SECŢIUNEA 1 Obiective generale 1. Evitarea cu cel puţin 2 mil. t CO_2 a emisiilor de carbon la nivelul anului 2030 prin utilizarea hidrogenului regenerabil în sectorul industrial şi de transport. 2. Crearea condiţiilor necesare pentru producţia a cel puţin 48,7 kt/an hidrogen regenerabil la nivelul anului 2027, respectiv 152,9 kt/an hidrogen regenerabil la nivelul anului 2030, în scopul dezvoltării industriilor dificil de decarbonizat şi dezvoltării unui sector curat al transporturilor. 3. Dezvoltarea tehnologiilor hidrogenului şi implementarea acestora în economie prin pregătirea resurselor umane şi sprijinirea activităţilor şi infrastructurii de cercetare, inovare şi transfer tehnologic. 4. Utilizarea hidrogenului şi a soluţiilor Power-to-X pentru integrarea surselor de energie din surse regenerabile şi pentru a realiza integrarea sectorială. SECŢIUNEA a 2-a Obiective specifice Obiectivele specifice au fost definite şi derivate în funcţie de obiectivele generale, astfel încât acestea din urmă să contribuie la atingerea obiectivelor generale. Obiectiv general 1 Evitarea cu cel puţin 2 mil. t CO_2 a emisiilor de carbon la nivelul anului 2030 prin utilizarea hidrogenului regenerabil în sectorul industrial şi de transport. Luând în considerare costurile de producţie a hidrogenului (cap. V.5), mixul energetic naţional şi ţintele de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră, decarbonizarea industriei va fi prioritară. Procesul se va realiza treptat, prin înlocuirea hidrogenului din surse fosile cu hidrogen regenerabil. Industriile care la ora actuală nu utilizează hidrogen, îşi vor adapta treptat tehnologiile pentru combustibilul H_2, astfel că până la jumătatea perioadei strategice (2027) nu vor utiliza cantităţi semnificative. OS 1.1. Înlocuirea treptată a hidrogenului din surse fosile cu hidrogen regenerabil, astfel încât în anul 2030 să se evite emisiile de carbon cu 506 kt CO_2 prin utilizarea a 57 kt hidrogen regenerabil în industriile care consumă la ora actuală hidrogen ca materie primă sau produs secundar în procesele lor tehnologice. OS 1.2. Utilizarea a 23,7 kt hidrogen regenerabil în anul 2030 în procese industriale noi, de tipul producţiei de oţel prin tehnologia DRI EAF. OS 1.3. Încurajarea proiectelor de retehnologizare a proceselor de producţie proprii operatorilor economici, în cadrul cărora folosirea de hidrogen regenerabil va avea un impact pozitiv semnificativ asupra reducerii gazelor cu efect de seră. Sectorul transporturilor va fi o altă prioritate, pentru ca România să îşi poată îndeplini ţintele europene de decarbonizare. Deoarece în acest sector electrificarea are un avans semnificativ, hidrogenul ca şi combustibil va fi introdus treptat, cu un volum relativ redus de cerere până în 2027, până când se stabilizează condiţiile de producţie, utilizare şi infrastructura necesară, urmând o accelerare pe orizontul 2030. OS 1.4. Utilizarea a 72,4 kt hidrogen regenerabil în anul 2030 pentru a reduce amprenta de carbon în sectorul transporturilor. OS 1.5. Dezvoltarea unei infrastructuri care să sprijine şi să stimuleze consumul de hidrogen regenerabil în sectorul transporturilor (de ex. staţii de încărcare/alimentare). Se va facilita consumul de hidrogen în transportul în comun urban (transportul public local de persoane sau de mărfuri în regim de taxi, sau transportul alternativ de persoane), transportul rutier de mare tonaj, transportul realizat de firmele de curierat în plan local sau naţional, precum şi transportul feroviar pe segmentele de cale ferată pentru care există constrângeri tehnice sau economice privind electrificarea. Totodată, în prioritizarea modurilor de transport se va ţine cont atât de impactul şi beneficiile sociale cât şi de efectele pozitive asupra populaţiei (de ex. eliminarea cu precădere a poluării în zone aglomerate, decongestionarea arterelor de circulaţie, asigurarea unui grad corespunzător de mobilitate pentru populaţie etc.) Sistemul energetic naţional bazat parţial pe gaze naturale va trebui decarbonizat, iar pe termen scurt soluţia ar fi amestecul de hidrogen în gazele naturale. OS 1.6. Stimularea dezvoltării unei infrastructuri de transport şi distribuţie a hidrogenului regenerabil, astfel încât zonele industriale care nu au acces facil la surse de energie regenerabilă să îşi poată atinge obiectivele industriale de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră. Obiectiv general 2 Crearea condiţiilor necesare pentru producţia a cel puţin 49 kt/an hidrogen regenerabil la nivelul anului 2027, respectiv 153 kt/an hidrogen regenerabil la nivelul anului 2030, în scopul dezvoltării industriilor dificil de decarbonizat şi dezvoltării unui sector curat al transporturilor. Pe principiul experienţei şi a cunoştinţelor acumulate la nivel internaţional şi european, având în vedere potenţialul atrăgător pentru dezvoltarea în România a unor văi de hidrogen, acestea vor fi considerate o prioritate între obiectivele specifice, deoarece treptat, pe măsura implementării acestora, economia hidrogenului poate lua amploare într-un mod sustenabil economic. OS 2.1. Dezvoltarea unor văi ale hidrogenului care să acopere cât mai mult din lanţul valoric la nivel local, astfel încât să se menţină o competitivitate economică a produselor şi serviciilor şi prin realizarea unor investiţii comune să fie evitate riscurile. Văile de hidrogen vor urmări potenţialul de producţie şi consum în industrie şi transporturi, prezenţa surselor de apă, o infrastructură energetică adecvată şi după caz, capacităţi de stocare a hidrogenului. Vor fi prioritizate în funcţie de îndeplinirea acestor criterii, pentru a asigura orientarea resurselor financiare în zonele cu impact maxim în reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu costuri minime. OS 2.2. Producţia a cel puţin 152,9 kt hidrogen din surse regenerabile în anul 2030. OS 2.3. Asigurarea unui cadru investiţional care să încurajeze instalarea de capacităţi de producţie de energie din surse regenerabile dedicate producerii hidrogenului, în baza contractelor bilaterale de achiziţie energie electrică pe termen lung (PPA). OS 2.4. Stimularea cooperării internaţionale în vederea identificării unor lanţuri valorice eficiente din punct de vedere economic pentru producţia şi consumul hidrogenului regenerabil, dar şi al derivaţilor din hidrogen (combustibili sintetici, mase plastice "verzi", materiale de construcţii "verzi" etc.). OS 2.5. Stimularea investiţiilor în producţia de electrolizoare pentru a susţine lanţul valoric al hidrogenului şi a asigura disponibilitatea pe termen mai scurt a echipamentelor, având costuri scăzute şi cu emisii reduse în transport. Transportul hidrogenului în amestec cu gazele naturale pe anumite sub-reţele de gaze naturale devine o prioritate, în vederea pregătirii utilizării ulterioare la scară largă. OS 2.6. Elaborarea strategiei Operatorului tehnic al Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale Transgaz ( Planul de Dezvoltare al Sistemului Naţional de Transport gaze naturale pentru perioada 2024-2033) pentru cuplarea văilor de hidrogen şi a centrelor industriale cu sistemul integrat de transport pe conducte al hidrogenului la nivelul UE (Hydrogen Backbone). OS 2.7. Dezvoltarea şi reconversia reţelelor de transport şi/sau distribuţie al/a gazelor naturale astfel încât acestea să fie compatibile cu amestecul treptat de hidrogen în gazele naturale, conform ţintelor europene, pe baza unor analize detaliate care să includă aspectele tehnice şi economice relevante. OS 2.8. Prioritizarea investiţiilor din fonduri nerambursabile în tehnologii de decarbonizare bazate pe hidrogen, pentru întreg lanţul valoric. OS 2.9. Analizarea oportunităţii susţinerii finanţării bancare a proiectelor de decarbonizare prin ajustarea cerinţelor de capital în funcţie de criteriile din Taxonomia UE. OS 2.10. Susţinerea parteneriatelor public-private în proiecte ce au un rol important în adoptarea tehnologiilor bazate pe hidrogen regenerabil. Obiectiv general 3 Dezvoltarea tehnologiilor hidrogenului şi implementarea acestora în economie prin pregătirea resurselor umane şi sprijinirea activităţilor şi infrastructurii de cercetare, inovare şi transfer tehnologic. Pentru a stimula creşterea economică în România, trebuie asigurat faptul ca măcar o parte din produsele şi serviciile necesare acestor noi tehnologii ale hidrogenului să fie localizate în ţară. De asemenea, trebuie folosită experienţa deja acumulată în cercetare-dezvoltare-inovare şi luând în considerare obiectivele strategice, să fie focalizate cu prioritate resursele în domeniile în care există un avantaj competitiv. OS 3.1. Pregătirea resurselor umane prin introducerea de discipline de studiu privind tehnologiile hidrogenului la nivel universitar şi a unor programe de pregătire şi instruire a personalului tehnic şi susţinerea unor programe educaţionale pentru pregătirea de personal de medie şi înaltă calificare, cu prioritate în zonele/regiunile definite ca văi de hidrogen. OS 3.2. Stimularea activităţilor de cercetare dezvoltare şi inovare în domeniul tehnologiilor hidrogenului. OS 3.3. Dezvoltarea infrastructurii de inovare şi transfer tehnologic la nivel naţional şi regional stimulând colaborarea dintre organizaţiile de cercetare şi operatorii economici, în vederea accelerării transferului tehnologic şi promovării utilizării tehnologiilor de hidrogen în economia naţională. OS 3.4. Participarea la elaborarea standardelor europene şi internaţionale în domeniu şi sprijinirea adoptării standardelor europene şi internaţionale ca standarde române. Obiectiv general 4 Utilizarea hidrogenului şi a soluţiilor Power-to-X pentru integrarea surselor de energie regenerabilă şi pentru a realiza integrarea sectorială. Întărirea rezilienţei energetice a diferitelor sectoare ale economiei este o prioritate, şi în acest sens se va demara integrarea sectorială prin captarea sinergiilor şi dezvoltarea unei infrastructuri energetice care să faciliteze tranziţia spre neutralitate din punct de vedere al emisiilor. OS 4.1. Stimularea tehnologiilor şi aplicaţiilor de producere a hidrogenului regenerabil în vederea integrării în mod eficient a producţiei de energie din surse regenerabile (evitarea reducerii producţiei pentru a echilibra balanţa producţie-consum prin stocarea pe termen mediu şi lung a energiei). OS 4.2. Introducerea unor aplicaţii pe bază de hidrogen care să contribuie la flexibilizarea SEN, pe baza unor analize de eficienţă adecvate. SECŢIUNEA a 3-a Obiective şi direcţii strategice pe termen mediu şi lung Având în vedere faptul că decarbonizarea economiei prin tehnologiile hidrogenului este încă în fază incipientă, iar estimările de volume şi preţuri vor suporta multă volatilitate mai ales pe termen lung, obiectivele pe termen mediu şi lung, dincolo de orizontul anului 2030, urmăresc tendinţele politice şi sociale la nivel internaţional şi European, precum şi aşteptările cu privire la nivelul de dezvoltare tehnologică. Obiective şi direcţii strategice pe termen mediu (2030-2035) 1. Adaptarea şi dezvoltarea infrastructurii de transport a energiei electrice pentru a permite evacuarea producţiei de energie în zonele cu potenţial mare de energie din surse regenerabile către zone cu potenţial de producţie şi consum de hidrogen. 2. Utilizarea hidrogenului regenerabil în industria cimentului, odată cu maturizarea tehnologiei la nivel internaţional. 3. Dezvoltarea unor proiecte inclusiv cele pilot cu susţinere a unor prevederi specifice de sandboxing în legislaţia primară specifică, iar ulterior, pe baza rezultatelor economice confirmate, trecerea la scară industrială pentru aplicaţii ale hidrogenului amestecat cu gaze naturale (cel puţin 50% amestec volumetric) sau 100% hidrogen, în centrale pe gaze naturale cu ciclu combinat (CCGT), respectiv în centrale de cogenerare (CHP). 4. Introducerea treptată a amestecului de hidrogen în reţelele de gaz natural, pe baza rezultatelor proiectelor pilot de testare, pentru încălzire rezidenţială. Acest obiectiv trebuie realizat în mod corelat cu strategiile energetice ale localităţilor, în colaborare cu ADP şi APL, unde aceştia din urmă vor avea un rol esenţial în conştientizarea valorii adăugate pe care hidrogenul o comportă în aplicaţii locale, în instruirea populaţiei cu privire la achiziţia de echipamente şi aparate compatibile cu hidrogenul, precum şi în sprijinul financiar acordat cetăţenilor pentru achiziţia acestor aparate şi echipamente. 5. Dezvoltarea unor proiecte/capacităţi de stocare a energiei (în special stocare sezonieră) sub formă de hidrogen. 6. Producţia de hidrogen turcoaz prin piroliza gazelor naturale, odată cu maturizarea tehnologiei şi scăderea costurilor de producţie, cu precădere în zonele unde nu există potenţial pentru stocarea CO_2 captat. 7. Combinarea proceselor tehnologice de producţie a hidrogenului la nivel local, de exemplu electroliză şi biomasă într-o vale (din deşeuri sau ape uzate municipale), pentru a creşte eficienţa şi profitabilitatea proiectelor. 8. Explorarea potenţialului utilizării hidrogenului în termie pentru sectorul rezidenţial şi adaptarea infrastructurii de gaze naturale pentru transportul şi distribuţia hidrogenului, în amestec cu gazele naturale (peste 20% amestec volumetric) sau în formă pură, gazoasă. 9. Dezvoltarea relaţiilor internaţionale de colaborare bilaterală şi multilaterală în vederea realizării unor parteneriate cu participarea entităţilor din România în comerţul internaţional de hidrogen. 10. Conectarea văilor de hidrogen din România la European Hydrogen Backbone, acolo unde beneficiile realizării conexiunilor directe sunt net superioare costurilor. Cercetarea potenţialului de îmbunătăţire a tehnologiilor de separare şi purificare a hidrogenului transportat în amestecul cu gazele naturale, în vederea flexibilizării opţiunilor de transport a amestecului în reţeaua de gaze naturale. 11. Îmbunătăţirea continuă a performanţei mecanismelor de finanţare utilizate prin analiza celor mai bune practici din prima perioadă strategică (2025 - 2030) şi revizuirea acestora, respectiv introducerea altor mecanisme cu succes dovedit la nivel internaţional. 12. Îmbunătăţirea continuă a proiectelor pe baza celor mai bune tehnologii utilizate în perioada 2025 - 2030, a modelelor de afaceri aplicate şi a performanţei văilor în vederea îmbunătăţirii acestora şi tranziţiei la o scară mai largă. Obiective şi direcţii strategice pe termen lung (2035-2050) 1. Înlocuirea totală a hidrogenului din surse fosile cu hidrogen din surse regenerabile şi hidrogen cu amprentă redusă de carbon (din nuclear). 2. Utilizarea hidrogenului şi a soluţiilor Power-to-X pe scară largă pentru integrarea sectoarelor economice şi integrarea capacităţilor de producţie a energiei regenerabile din surse intermitente (solar şi eolian, onshore şi offshore): a. Sinteza metanolului regenerabil şi tehnologiile "metanol-to-olefine" cu utilizarea CO_2 captat din procesele industriale (rafinare, producţie îngrăşăminte, producţie ciment, etc.); b. Sinteza hidrogenului regenerabil în combustibili sintetici (kerosen, diesel regenerabil) cu utilizarea CO_2 captat din procese industriale; c. Sinteza amoniacului regenerabil la scară largă şi utilizarea în producţia de îngrăşăminte pentru piaţa internă şi export; d. Producţia de materii prime şi "materiale verzi" cu valoare adăugată pentru industriile din România, şi anume industria chimică, industria materialelor de construcţii, industria metalurgică. 3. Proiect(e) pilot de utilizare a amoniacului regenerabil ca şi combustibil pentru transportul pe apă. 4. Utilizarea hidrogenului, odată cu scăderea costurilor de producţie, în alte procese industriale, de exemplu ceramică, sticlă, hârtie, cărămizi etc. după realizarea unor proiecte pilot, care să testeze fezabilitatea tehnico-economică. 5. Tranziţia graduală până în anul 2045 a reţelelor de transport şi distribuţie gaze naturale către transportul gazelor din surse regenerabile de energie sau a gazelor cu emisii scăzute de carbon (hidrogen regenerabil, metan sintetic, biometan etc.) 6. Cercetarea unor opţiuni în domeniul stocării şi transportului hidrogenului (LOHC, stocare subterană etc.), aplicarea acestor iniţiative în proiecte specifice şi transferul tehnologic spre industrie. 7. Dezvoltarea unor sisteme de modelare inteligentă (smart system modelling) pentru a facilita şi optimiza din punct de vedere economic, trecerea văilor de hidrogen către "coridoare de hidrogen", aşa cum sunt ele definite în literatura europeană. 8. Realizarea unor modele integrate de infrastructură pentru a analiza localizarea optimă a electrolizoarelor şi opţiunilor de stocare (aproape de facilităţile de producţie SRE-E sau după caz, aproape de locul de consum industrial sau infrastructura de stocare pe scară largă, de ex. rezerve geologice). SECŢIUNEA a 4-a Rezultatele aşteptate Strategia Naţională a Hidrogenului vizează atingerea a 3 rezultate principale: 1. Adoptarea Strategiei şi a unui Plan de acţiuni care să arate evoluţia economiei hidrogenului şi intensificarea acesteia în următoarele decenii în vederea asigurării obiectivelor de decarbonizare pentru 2030 şi atingerea obiectivelor de neutralitate climatică în orizontul anului 2050 (Strategia include în anexă şi Planul de Acţiune pentru Implementarea Strategiei Naţionale a Hidrogenului format din lista de acţiuni specifice propuse pentru realizarea obiectivelor generale stabilite); 2. Adoptarea de amendamente legislative pentru adaptarea şi intrarea în vigoare a cadrului de reglementare adecvat problematicii hidrogenului regenerabil; 3. Implementarea măsurilor prevăzute prin strategie şi prin planul de acţiuni aferent ar trebui să contribuie la creşterea pe termen lung a producţiei şi utilizării hidrogenului în toate sectoarele economiei în care decarbonizarea este dificil de implementat şi la creşterea intensităţii producţiei hidrogenului din surse regenerabile. SECŢIUNEA a 5-a Potenţiale surse de finanţare a strategiei Pentru a realiza marile investiţii necesare pentru dezvoltarea infrastructurii de producere, transportare şi stocare a hidrogenului, ca şi pentru utilizarea acestuia în industrie şi transport, am identificat următoarele surse UE şi naţionale de finanţare, disponibile pentru entităţile legale înregistrate în România: 1. Planul Naţional de Redresare şi Rezilienţă (PNRR) 2. Fondul pentru Modernizare (FM) 3. Administraţia Fondului pentru Mediu (AFM) 4. Programul Tranziţie Justă (PTJ) 5. Program de Transport (POT) 6. Programele Regionale (PR) 7. Fondul pentru Inovare (FI) 8. Mecanismul pentru Conectarea Europei/Connecting Europe Facility (CEF) 9. Parteneriatul pentru Hidrogen Curat/Clean Hydrogen Partnership 10. Horizon Europe 11. Planul Naţional de Cercetare, Dezvoltare şi Inovare (PNCDI IV 2022-2027) 12. Programul Naţional de Investiţii "Anghel Saligny" 13. Programul Operaţional Creşterea Inteligentă, Digitalizare şi Instrumente Financiare 14. Banca Europeană pentru Hidrogen (European Hydrogen Bank) SECŢIUNEA a 6-a Costul implementării strategiei Costul implementării strategiei a fost estimat pornind de la rezultatele analizei de consum şi de producţie a hidrogenului, conform cărora au reieşit valori specifice, bazate pe particularităţile observate în funcţie de sectoare şi utilizările respective (industrie, siderurgie, transport şi amestec gaze naturale). Metodologia folosită a avut în vedere distribuirea costului implementării strategiei pe două perioade de timp: 2024 - 2027, respectiv 2028 - 2030, în funcţie de tipul de hidrogen plănuit a fi utilizat precum şi pentru a facilita implementarea strategiei în două etape. Modul de calcul al costului implementării strategiei pentru fiecare categorie de utilizare Industrie Pentru obţinerea costului implementării strategiei în sectorul industrial, în conformitate cu rezultatele estimării de consum prezentat în capitolele anterioare, s-a luat în considerare utilizarea exclusivă a hidrogenului regenerabil. Conform scenariului de consum, implementarea hidrogenului regenerabil se face treptat, acoperind la nivelul anului 2027 50% din ţinta anului 2030. Astfel, costul implementării strategiei reprezintă diferenţa dintre LCOH hidrogenului regenerabil şi LCOH hidrogenului gri, aplicat la consumul total estimat pentru sectorul industrial. Siderurgie Costul implementării strategiei în industria siderurgică reprezintă diferenţa dintre costul mediu în termeni reali al oţelului verde*72) şi costul mediu în termeni reali al oţelului produs prin metode tradiţionale*73) aplicată la volumele de producţie de oţel estimate pentru anul 2030. *72) 695 EUR/tonă oţel - Horvath LCOS Model bazat pe Hydrogen Europe, studiul Steel from Solar energy, oţel produs prin procesul DRI- EAF, folosind 100% hidrogen regenerabil. Costul oţelului verde este modelat folosind ca date de intrare estimările de LCOH şi LCOE din modelele şi analizele Horvath, specifice pentru România *73) 614 EUR/tonă oţel - Horvath LCOS Model bazat pe Hydrogen Europe, studiul Steel from Solar energy, oţel produs prin procesul BF- BOF. Costul oţelului verde modelat folosind ca date de intrare estimările de LCOE, preţ de piaţă al energiei electrice cu gazului natural din modelele şi analizele Horvath, specifice pentru România Transport În cadrul estimării cererii de hidrogen este prevăzută utilizarea exclusivă a hidrogenului regenerabil, în vederea reducerii cât mai accelerate a emisiilor de CO_2 în sectorul de transporturi. Costul implementării strategiei de hidrogen pentru sectorul de transporturi este compus din următoarele elemente: a) diferenţa dintre costul de achiziţie al vehiculelor alimentate cu hidrogen şi costul vehiculelor similare alimentate cu combustibili convenţionali, aplicate la volumul rezultat aferent estimării consumului*74); *74) Technology, Sustainability, and Marketing of Battery Electric and Hydrogen Fuel Cell Medium-Duty and Heavy-Duty Trucks and Buses in 2020-2040 - Andre Burke, Anish Kumar Sinha (Martie 2020) Fuel-cell Hydrogen Long-haul Trucks in Europe: A Total Cost of Ownership Analysis - Hussein Basma, Yuanrong Zhou, Felipe Rodriguez (Septembrie 2022) Alstom - Alstom primeşte o comandă pentru 10 trenuri regionale Coradia Lint în Germania (Mai 2017) Alstom - Alstom va furniza 30 de trenuri regionale Coradia Lint către Hessische Landesbahn din Germania (Martie 2020) Railway Pro - CFR Călători anunţă planuri pentru achiziţia de DMU (Noiembrie 2019) Comisia Europeană - Regulamentul Parlamentului European şi al Consiliului privind implementarea infrastructurii pentru combustibili alternativi şi de abrogare a Directivei 2014/94/UE a Parlamentului European şi a Consiliului (Iulie 2021) Hydrogen refueling station cost model applied to five real case studies for fuel cell buses - Roberta Caponi, Andrea Monforti Ferrario, Luca Del Zotto, Enrico Bocci (Octombrie 2021) Keolis - Autobuze cu hidrogen în Veluwe (Aprilie 2020) b) diferenţa dintre costul hidrogenului regenerabil şi costul combustibililor fosili înlocuiţi (diesel)*75) aplicate la volumul rezultat aferent estimării consumului, pentru toată durata de viaţă a vehiculelor; *75) Fuel-cell Hydrogen Long-haul Trucks in Europe: A Total Cost of Ownership Analysis - Hussein Basma, Yuanrong Zhou, Felipe Rodriguez (Septembrie 2022) Alstom - Alstom primeşte o comandă pentru 10 trenuri regionale Coradia Lint în Germania (Mai 2017) Technology, Sustainability, and Marketing of Battery Electric and Hydrogen Fuel Cell Medium-Duty and Heavy-Duty Trucks and Buses in 2020-2040 - Andre Burke, Anish Kumar Sinha (Martie 2020) c) acoperirea în întregime a costurilor de investiţie (CAPEX) pentru realizarea infrastructurii necesare reţelei de alimentare cu hidrogen în sectorul transportului rutier*76); *76) Comisia Europeană - Regulamentul Parlamentului European şi al Consiliului privind implementarea infrastructurii pentru combustibili alternativi şi de abrogare a Directivei 2014/94/UE a Parlamentului European şi a Consiliului (Iulie 2021) Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking - Studiu despre camioanele cu pile de combustie de hidrogen (Decembrie 2020) d) diferenţa dintre LCOH hidrogenului regenerabil şi LCOH hidrogenului gri, aplicat la consumul total estimat pentru industria de rafinare. Până în anul 2030, atât în transportul rutier, cât şi în cel feroviar, înlocuirea vehiculelor cu combustibili fosili cu cele alimentate cu hidrogen nu generează costuri suplimentare, avansul tehnologic şi economiile de scară direcţionând costurile totale de achiziţie şi utilizare pe toată durata de viaţă a activelor într-o zonă de paritate. Avantajul financiar va fi transferat în economie, efectele de scădere nefiind incluse în costul total al strategiei (costurile nete negative se consideră a fi egale cu 0 în calculul costului de implementare a strategiei). Analiza de senzitivitate Având în vedere complexitatea modelărilor realizate şi a numărului ridicat de variabile din componenţa acestora, a fost identificat un set de variabile de a căror evoluţie este strâns legat rezultatul determinat al costului strategiei. Astfel, pentru a identifica potenţialul impact pe care variaţiile acestor indicatori îl au, a fost realizată o analiză de senzitivitate pe elementele cele mai importante de cost incluse în modelul de estimare, ce urmăreşte raportul dintre schimbările procentuale rezultate ale costului strategiei determinate de schimbările procentuale ale fiecăreia dintre variabilele identificate. Acest multiplicator rezultat priveşte impactul izolat pe care îl poate avea oricare dintre indicatorii identificaţi, fără cumularea acestora. Prezentăm mai jos matricea variabilelor de senzitivitate şi multiplicatorii rezultaţi la nivelul costului total de implementare al strategiei:
┌─┬─────────────┬──────────────────────────────────────┐
│ │ │Multiplicatorul variaţiei în costul │
│#│Variabile de │total al strategiei │
│ │senzitivitate├─────────┬──────────┬─────────┬───────┤
│ │ │Industrie│Siderurgie│Transport│Total │
├─┼─────────────┼─────────┼──────────┼─────────┼───────┤
│1│LCOE │1,2601 │0,4949 │0,3312 │2,0862 │
├─┼─────────────┼─────────┼──────────┼─────────┼───────┤
│ │Costurile │ │ │ │ │
│ │aferente │ │ │ │ │
│ │investiţiei │ │ │ │ │
│ │(CAPEX) │ │ │ │ │
│2│pentru │0,4666 │0,1251 │0,1208 │0,7125 │
│ │instalarea │ │ │ │ │
│ │capacităţii │ │ │ │ │
│ │de │ │ │ │ │
│ │electroliză │ │ │ │ │
├─┼─────────────┼─────────┼──────────┼─────────┼───────┤
│ │Costul total │ │ │ │ │
│3│de achiziţie │0,0000 │0,0000 │0,3926 │0,3926 │
│ │şi operare a │ │ │ │ │
│ │vehiculelor │ │ │ │ │
├─┼─────────────┼─────────┼──────────┼─────────┼───────┤
│ │Costurile │ │ │ │ │
│ │aferente │ │ │ │ │
│ │investiţiei │ │ │ │ │
│ │(CAPEX) │ │ │ │ │
│5│pentru │0,0000 │0,0895 │0,0000 │0,0895 │
│ │convertirea │ │ │ │ │
│ │procesului de│ │ │ │ │
│ │producţie │ │ │ │ │
│ │oţel verde │ │ │ │ │
├─┼─────────────┼─────────┼──────────┼─────────┼───────┤
│ │Costurile │ │ │ │ │
│ │aferente │ │ │ │ │
│ │investiţiei │ │ │ │ │
│6│(CAPEX) │0,0000 │0,0000 │0,0374 │0,0374 │
│ │pentru │ │ │ │ │
│ │instalarea │ │ │ │ │
│ │staţiilor de │ │ │ │ │
│ │alimentare │ │ │ │ │
├─┼─────────────┼─────────┼──────────┼─────────┼───────┤
│ │Preţul │ │ │ │ │
│7│gazului │-0,7256 │-0,0628 │-0,1545 │-0,9428│
│ │natural │ │ │ │ │
├─┼─────────────┼─────────┼──────────┼─────────┼───────┤
│8│Preţul CO_2 │-0,3373 │-0,3773 │-0,0746 │-0,7893│
└─┴─────────────┴─────────┴──────────┴─────────┴───────┘
LCOE (solar, eolian on-shore) Costul mediu în termeni reali al energiei electrice este variabila cu cel mai mare impact asupra costului total de implementare a strategiei. Impactul semnificativ al creşterii LCOE, în special în industrie se datorează faptului că o componentă semnificativă a costului este reprezentată de diferenţa dintre preţul hidrogenului şi preţul combustibililor tradiţionali (gaz natural). Creşterea costurilor cu energia electrică generează o creştere semnificativă a preţului hidrogenului, respectiv o mărire substanţială a diferenţialului. Costurile aferente investiţiei (CAPEX) pentru instalarea unui/unei electrolizor/instalaţii de electroliză Variaţia costului de instalare a capacităţii de electroliză influenţează direct proporţional toate sectoarele, efect rezultat din faptul că modelul de estimare are drept ipoteză de pornire utilizarea preponderentă a hidrogenului regenerabil în toate sectoarele. Costul total de achiziţie şi operare a vehiculelor Costul implementării strategiei hidrogenului în domeniul transporturilor are o dependenţă semnificativă faţă de costul de achiziţie şi operare a vehiculelor, efectul de multiplicare fiind sporit de limitarea la 0 (zero) a costurilor nete negative, atunci când cele două tehnologii ating un nivel de paritate a costurilor, astfel, efectul nefiind liniar. Indicele de senzitivitate a fost obţinut prin aplicarea unui efect de +50% asupra preţurilor de achiziţie a vehiculelor alimentate cu hidrogen. Costurile aferente investiţiei (CAPEX) pentru convertirea procesului de producţie oţel verde Costul aferent investiţiei DRI reprezintă o componentă semnificativă în costul mediu în termeni reali al oţelului verde. Astfel, acest cost va avea de asemenea un impact semnificativ asupra costului total de implementare al strategiei deoarece costul de implementare în industria siderurgică reprezintă 24% din costul total. Costurile aferente investiţiei (CAPEX) pentru instalarea staţiilor de alimentare Deşi costul infrastructurii în sectorul de transport este semnificativ, creşterea costului staţiilor de alimentare nu are un impact major asupra costului total de implementare al strategiei ponderea costului de implementare aferent staţiilor de alimentare din sectorul de transport fiind de doar 3,3% din costul total al strategiei. Preţul gazului natural Costul de implementare al strategiei este direct influenţat de suma diferenţei dintre LCOH hidrogenului regenerabil şi LCOH hidrogenului gri, precum şi suma diferenţei dintre LCOH hidrogenului cu amprentă redusă de carbon şi LCOH hidrogenului gri. Astfel, orice creştere a preţului gazului natural va duce la scăderea diferenţei dintre LCOH hidrogenului gri faţă de LCOH hidrogenului regenerabil şi LCOH hidrogenului cu amprentă redusă de carbon, rezultând în scăderea costului total de implementare al strategiei. Preţul CO_2 Creşterea preţului CO_2 va conduce la scăderea costului de implementare al strategiei pentru industriile curente, avantajând utilizarea hidrogenului regenerabil, care va avea un cost mediu în termeni reali mai apropiat de cel al hidrogenului gri. Similar, în industria siderurgică, creşterea preţului CO_2 va duce la scăderea diferenţei între costul mediu în termeni reali al oţelului verde faţă de oţelul tradiţional. În sectorul de transport, creşterea preţului CO_2 influenţează marginal costul de implementare al strategiei datorită componentei industriei de rafinare, care face parte din schema ETS. Concluzii Costul implementării strategiei pentru fiecare categorie de utilizare şi impactul acestuia din punct de vedere al reducerii emisiilor de CO_2 este prezentat în figura VI.5.1. (a se vedea imaginea asociată) Figura nr. VI.5.1 - Reprezentare grafică a costului implementării strategiei nominal raportat la totalul emisiilor de CO_2 reduse per sector/utilizare, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) În baza raportului dintre costul implementării strategiei şi emisiile de CO_2 reduse au fost stabilite obiectivele şi ţintele Strategiei Naţionale a Hidrogenului în această etapă a elaborării documentului. Cu toate acestea, implementarea Strategiei Naţionale a Hidrogenului va lua în considerare fiecare studiu de caz individual, selectarea direcţiilor optime urmând a fi făcută după evaluarea fezabilităţii tehnice şi a eficienţei economice, precum şi luând în calcul politicile economice şi sociale ale României şi cadrul european de reglementare. CAP. VII Implementarea, monitorizarea şi evaluarea şi guvernanţa strategiei Elaborarea şi implementarea Strategiei Naţionale a Hidrogenului şi a Planului de Acţiune pentru România este un obiectiv important, asumat la nivel guvernamental în cadrul Planului Naţional de Redresare şi Rezilienţă. Strategia prevede obiective generale şi specifice, cu direcţiile de acţiune aferente ce urmează a fi realizate etapizat pentru orizontul anului 2030, în baza Planului de acţiuni cu măsuri concrete. Implementarea se va realiza în baza unui mecanism clar definit privind guvernanţa propusă pentru această strategie, ce este constituită cu roluri punctuale circumscrise realizării obiectivelor acestui document strategic. În afara decidenţilor la nivel central din cadrul viitorului mecanism de guvernanţă, care va fi creat pentru implementarea acestei strategii, autorităţile publice locale şi companiile-beneficiare care vor fi interesate sau direct implicate în iniţierea şi derularea de proiecte de hidrogen în diferite zone ale României, cu impact direct pentru realizarea obiectivelor şi indicatorilor strategiei, vor juca un rol important în implementarea Strategiei şi a Planului de acţiuni aferent. Monitorizarea implementării va fi un proces continuu care se va realiza etapizat, pe termen scurt, mediu şi lung, în baza actualizărilor necesare, evoluţiilor şi priorităţilor de etapă până în 2030 şi ulterior, în orizontul anului 2050. Monitorizarea va fi esenţială pentru confirmarea sau infirmarea eficienţei implementării strategiei. Pentru asigurarea eficienţei, părţile implicate din cadrul mecanismului de guvernanţă vor trebui să se coordoneze în baza unei planificări riguroase, urmărind obiective clare, direcţii concrete de acţiune şi indicatori de măsurare a performanţei (indicatorii din Planul de acţiuni), precum şi impactul măsurilor sau proiectelor ce vor contribui la realizarea direcţiilor strategice. Se vor urmări progresele realizate în raport cu rezultatele prevăzute, calibrarea eforturilor în funcţie de obiectivele stabilite, evaluarea modului de respectare a calendarului vizat pentru acţiunile necesar a fi realizate. Monitorizarea se va realiza în baza unui mecanism de evaluare a implementării strategiei şi a planului de acţiuni şi va fi reflectată într-un raport anual care va evidenţia nivelul de progres, factorii de succes sau nereuşită, impactul şi riscurile ce vor necesita măsuri de prevenire sau remediere. Evaluarea şi actualizarea Strategiei şi a Planului de acţiuni se vor realiza în conformitate cu Hotărârea de Guvernului nr. 379/2022 privind aprobarea Metodologiei de elaborare, implementare, monitorizare, evaluare şi actualizare a strategiilor guvernamentale, cu modificările şi completările ulterioare -şi cu Hotărârea Guvernului nr. 775/2005 pentru aprobarea Regulamentului privind procedurile de elaborare, monitorizare şi evaluare a politicilor publice la nivel central, cu modificările ulterioare. Calendarul de evaluare va cuprinde o analiza anuală a modului de implementare a strategiei şi a planului de acţiuni, care va reflecta nu doar descrierea activităţilor, ci şi semnalarea riscurilor, progresul realizat şi recomandări de optimizare, cu actualizarea documentelor până la nivelul lunii decembrie. Mecanismul de evaluare ex-post al implementării va necesita o evaluare/analiză mai detaliată şi cuprinzătoare a) la jumătatea perioadei de implementare/valabilitate a prezentei strategii şi a planului de acţiuni - de exemplu în anul 2027 - pentru modificarea aspectelor necesare şi crearea premiselor favorabile obţinerii rezultatelor dorite la finalul perioadei, apoi b) la finalul perioadei de implementare, cu formularea de recomandări pentru următorul exerciţiu post - 2030. Mecanismul de guvernanţă pentru implementarea Strategiei Naţionale privind Hidrogenul şi a Planului de acţiuni se bazează pe implicarea activă a mai multor ministere şi autorităţi publice centrale. Ministerul Energiei, în calitatea sa de minister de resort, îndeplineşte rolul de coordonare a implementării Strategiei şi Planului de acţiuni subsecvent, precum şi de actualizare a acestor documente. În vederea îndeplinirii acestui rol, Ministerul Energiei colaborează cu autorităţile administraţiei publice centrale şi cu operatorii economici cu responsabilităţi în domeniu, în conformitate cu Planul de acţiuni. Astfel, Ministerul Energiei - împreună cu alte părţi interesate relevante - au obligaţia de a implementa acţiunile specifice definite în conformitate cu domeniului lor de activitate, la termenele indicate, după cum acestea sunt prevăzute în Strategie şi în Planul de acţiuni. Părţile interesate relevante includ: Ministerul Economiei, Digitalizării, Antreprenoriatului şi Turismului Structurile asociative ale autorităţilor administraţiei publice locale pentru problematica termoficării şi a altor servicii de interes comunitar. Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor Ministerul Transporturilor şi Infrastructurii Ministerul Educaţiei şi Cercetării / Autoritatea Naţională pentru Cercetare Ministerul Muncii, Familiei, Tineretului şi Solidarităţii Sociale Comitetului Interministerial privind Schimbările Climatice este, de asemenea parte a acestui mecanism de guvernanţă şi îndeplineşte rolul de organism de coordonare a implementării politicilor privind schimbările climatice în România. Astfel, Ministerul Energiei şi alte autorităţi publice centrale se pot adresa Comitetului Interministerial privind Schimbările Climatice atunci când se confruntă cu situaţii ce necesită consultare şi eliminare a unor eventuale bariere în implementarea Strategiei şi a Planului de acţiune - spre exemplu, se pot adresa Comitetului în vederea identificării de soluţii la nivel naţional privind alinierea politicilor referitoare la economia hidrogenului cu politicile din celelalte sectoare care au impact asupra schimbărilor climatice. CAP. VIII Planul de acţiune pentru implementarea strategiei naţionale a hidrogenului 2025-2030 cu perspectiva anului Planul de acţiune are rolul de a defini foaia de parcurs pe care părţile implicate o vor urmări în realizarea obiectivelor şi atingerea indicatorilor. Implementarea Strategiei Naţionale a Hidrogenului va fi continuă şi va ţine cont de modificările de context intern şi extern care vor apărea pe orizontul strategic analizat. Acţiunile şi măsurile sunt definite urmărind obiectivele generale, astfel ca suma lor să rezulte în atingerea indicatorilor. Instituţiile responsabile pentru coordonarea realizării acţiunilor vor colabora cu toate părţile implicate relevante pentru atingerea indicatorilor, şi aceste părţi implicate vor participa activ la acţiuni, prin punerea la dispoziţie a unor echipe de proiect, a cunoştinţelor şi informaţiilor relevante. Sursele de finanţare sunt indicative, responsabilul pentru coordonarea fiecărei acţiuni în parte va defini în detaliu sursele de finanţare şi după caz va elabora sau va solicita elaborarea unor condiţii detaliate de finanţare, conform reglementărilor în vigoare. De asemenea, noi surse de finanţare vor fi adăugate în versiunile ulterioare ale Planului de Acţiune pe măsura aprobării Programelor Operaţionale ale României de către Comisia Europeană. Astfel, Planul de acţiune pentru implementarea Strategiei Naţionale a Hidrogenului 2025-2030, cu perspectiva anului 20250 este redat sub formă tabelară în anexă la prezenta şi cuprinde obiectivele generale ale Strategiei, acţiunile necesare, instituţiile/autorităţile responsabile pentru coordonarea acţiunilor, sursa de finanţare, indicatori şi termene de realizare. ANEXA 1 (Anexa la Strategia Naţională a Hidrogenului 2025-2030, cu perspectiva anului 2050) Planul de acţiune pentru implementarea strategiei naţionale a hidrogenului 2025 - 2030 cu perspectiva anului 2050
┌────────────────┬───────────────────┬──────────────────┬───────────────┬──────────┬──────────────────┐
│ │ │Responsabil │Potenţiale │Termen de │ │
│Obiectiv general│Acţiune │coordonare │surse de │realizare │Indicatori │
│ │ │ │finanţare │ │ │
├────────────────┼───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │ │ │Fondul pentru │ │ │
│ │A.1.1. │ │modernizare sau│ │ │
│ │Stimularea │ │altă sursă de │ │28,4 kt H_2 │
│ │tranziţiei treptate│Ministerul │finanţare din │2027 │regenerabil în │
│ │către utilizarea │Energiei │fonduri externe│ │consumul │
│ │hidrogenului │ │nerambursabile │ │industrial │
│ │regenerabil şi a │ │în limita │ │ │
│ │hidrogenului cu │ │sumelor alocate│ │ │
│ │amprentă redusă de ├──────────────────┤şi cu ├──────────┼──────────────────┤
│ │carbon în │ │respectarea │ │ │
│ │industriile care │ │prevederilor şi│ │ │
│ │deja folosesc │ │regulilor de │ │56,9 kt H_2 │
│ │hidrogenul*1) prin │ │eligibilitate │2030 │regenerabil în │
│ │intermediul unor │ │stabilite la │ │consumul │
│ │scheme de finanţare│ │nivelul │ │industrial │
│ │a consumului │ │fiecărui │ │ │
│ │ │ │program │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │ │ │Fondul pentru │ │ │
│ │ │ │modernizare sau│ │ │
│ │ │ │altă sursă de │ │2,4 kt H_2 │
│ │ │Ministerul │finanţare din │2027 │regenerabil în │
│ │ │Energiei │fonduri externe│ │aplicaţii │
│ │A.1.2. │ │nerambursabile │ │industriale noi │
│ │Introducerea unor │ │în limita │ │ │
│ │scheme de stimulare│ │sumelor alocate│ │ │
│ │a utilizării ├──────────────────┤şi cu ├──────────┼──────────────────┤
│ │hidrogenului în │ │respectarea │ │ │
│ │aplicaţii │ │prevederilor şi│ │ │
│ │industriale noi │ │regulilor de │ │23,7 kt H_2 │
│ │ │ │eligibilitate │2030 │regenerabil în │
│ │ │ │stabilite la │ │aplicaţii │
│ │ │ │nivelul │ │industriale noi │
│ │ │ │fiecărui │ │ │
│ │ │ │program │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │5% din cifra de │
│ │A.1.3. │ │ │ │afaceri aferentă │
│ │Stimularea │ │ │ │economiei │
│ │investiţiilor în │Ministerul │Combinaţie de │ │hidrogenului │
│ │servicii adiacente │Economiei, │surse de │ │realizată de │
│ │şi producţia de │Digitalizării, │finanţare în │2030 │operatori │
│ │echipamente şi │Antreprenoriatului│funcţie de │ │economici cu │
│ │tehnologii │şi Turismului │caracteristici │ │capital românesc │
│ │specifice │ │ │ │sau crearea a cel │
│ │hidrogenului │ │ │ │puţin 1.000 de │
│ │ │ │ │ │locuri de muncă │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.1.4. │ │ │ │ │
│ │Definirea unui │ │ │ │ │
│ │sistem de │ │ │ │Aprobarea │
│ │reglementare care │Ministerul │ │2027 │legislaţiei │
│ │să asigure accesul │Energiei / ANRE │ │ │secundare │
│ │transparent şi │ │ │ │ │
│ │nediscriminatoriu │ │ │ │ │
│ │la infrastructură │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.1.5. │ │ │ │ │
│ │Analiza │ │ │ │ │
│ │fezabilităţii │Ministerul │ │ │Minim 1 studiu de │
│ │tehnico- economice │Economiei, │ │ │fezabilitate │
│ │prin proiecte pilot│Digitalizării, │Fondul pentru │2030 │tehnico- economică│
│ │de utilizare a │Antreprenoriatului│Inovare │ │sau 1 proiect │
│ │hidrogenului │şi Turismului │ │ │pilot │
│ │regenerabil în │ │ │ │ │
│ │industria │ │ │ │ │
│ │cimentului │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │ │ │Finanţare din │ │ │
│ │ │ │fonduri externe│ │ │
│ │ │ │nerambursabile │2027 │217 autobuze pe │
│ │A.1.6. │ │în limita │ │bază de hidrogen │
│ │Promovarea │ │sumelor alocate│ │ │
│ │introducerii unor │ │şi cu │ │ │
│ │vehicule pe bază de│Autorităţi publice│respectarea ├──────────┼──────────────────┤
│ │hidrogen în │locale │prevederilor şi│ │ │
│ │transportul în │ │regulilor de │ │ │
│ │comun local │ │eligibilitate │ │300 autobuze pe │
│ │ │ │stabilite la │2030 │bază de hidrogen │
│ │ │ │nivelul │ │(total 2030) │
│ │ │ │fiecărui │ │ │
│ │ │ │program │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.1.7. │ │ │ │ │
│ │Sprijinirea │ │ │ │3700 vehicule │
│ │achiziţiei de │ │ │2027 │grele si medii │
│ │vehicule de tonaj │ │Combinaţie de │ │ │
│ │greu şi mediu pe │Ministerul │surse de │ │ │
│ │bază de hidrogen │Mediului, Apelor │finanţare în ├──────────┼──────────────────┤
│ │regenerabil pentru │şi Pădurilor │funcţie de │ │ │
│ │transportul rutier │ │caracteristici │ │21.500 vehicule │
│ │de mărfuri şi │ │ │2030 │grele şi medii │
│ │persoane │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │
│O.G.1. ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│Evitarea cu cel │A.1.8. │ │ │2027 │300 de autoturisme│
│puţin 2 mii. t │Sprijinirea │ │ │ │ │
│CO_2 a emisiilor│achiziţiei de │Ministerul │Programul Rabla├──────────┼──────────────────┤
│de carbon la │autoturisme de uz │Mediului, Apelor │Plus │ │2000 de │
│nivelul anului │personal pe bază de│şi Pădurilor │ │2030 │autoturisme (total│
│2030 prin │hidrogen │ │ │ │2030) │
│utilizarea │ │ │ │ │ │
│hidrogenului ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│regenerabil în │A.1.9. │ │ │ │ │
│sectorul │Dezvoltarea unui │ │ │ │ │
│industrial şi de│proiect pilot / │ │ │ │ │
│transport │demonstrativ pentru│ │ │ │1 proiect de │
│ │analiza opţiunilor │Consiliul Judeţean│Innovation Fund│ │utilizare a │
│ │şi fezabilităţii │Tulcea │Programul │2027 │hidrogenului în │
│ │tehnice şi │ │Transport │ │transportul de │
│ │financiare de │ │ │ │pasageri pe apă │
│ │utilizare a │ │ │ │ │
│ │hidrogenului în │ │ │ │ │
│ │transportul pe apă │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.1.10. │ │ │ │8 staţii de │
│ │Sprijinirea │ │ │ │alimentare pe │
│ │construcţiei şi │ │ │2027 │reţeaua principala│
│ │punerii în │ │ │ │TEN-T pentru │
│ │funcţiune a │Ministerul │Connecting │ │transportul rutier│
│ │staţiilor de │Transporturilor şi│Europe Facility├──────────┼──────────────────┤
│ │alimentare cu │Infrastructurii │ │ │39 staţii de │
│ │hidrogen pe reţeaua│ │ │ │alimentare pe │
│ │principală TEN-T │ │ │2030 │reţeaua principala│
│ │pentru transportul │ │ │ │TEN-T pentru │
│ │rutier │ │ │ │transportul rutier│
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.1.11. │ │ │ │ │
│ │Dezvoltarea unor │ │ │ │ │
│ │proiecte pilot │ │ │ │ │
│ │pentru a analiza şi│ │ │ │ │
│ │testa injecţia, │ │ │ │Minim câte un │
│ │transportul, │Ministerul │Fondul pentru │ │proiect pilot pe │
│ │distribuţia şi │Energiei │Modernizare │2027 │fiecare zonă de │
│ │utilizarea │ │ │ │distribuţie │
│ │hidrogenului în │ │ │ │ │
│ │amestec cu gaze │ │ │ │ │
│ │naturale pentru │ │ │ │ │
│ │încălzirea │ │ │ │ │
│ │rezidenţială │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.1.12. │ │ │ │ │
│ │Construcţia şi │ │ │ │ │
│ │pregătirea │ │ │ │ │
│ │reţelelor noi de │ │ │ │ │
│ │distribuţie a │ │ │ │ │
│ │gazelor naturale, │ │ │ │ │
│ │respectiv │ │ │ │ │
│ │pregătirea şi │ │ │ │2% amestec de │
│ │reconversia celor │ │ │ │hidrogen │
│ │existente care, din│Ministerul │Fondul pentru │2030 │regenerabil în │
│ │punct de vedere │Energiei │Modernizare │ │total consum de │
│ │tehnic şi fezabil │ │ │ │gaz natural │
│ │din punct de vedere│ │ │ │ │
│ │economic, se pot │ │ │ │ │
│ │converti pentru un │ │ │ │ │
│ │amestec volumetric │ │ │ │ │
│ │de până la 20% de │ │ │ │ │
│ │hidrogen │ │ │ │ │
│ │regenerabil în │ │ │ │ │
│ │gazul natural │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.1.13. │ │ │ │ │
│ │Pregătirea │ │ │ │ │
│ │porturilor dunărene│ │ │ │ │
│ │situate pe reţeaua │ │Programul │ │ │
│ │TEN-T pentru │Ministerul │Transport │ │Studii iniţiale │
│ │transportul │Transporturilor şi│Connecting │2030 │tehnico-economice,│
│ │hidrogenului şi │Infrastructurii │Europe Facility│ │studii de │
│ │combustibililor │ │(CEF-T) │ │fezabilitate │
│ │alternativi │ │ │ │ │
│ │(bunkeraj de │ │ │ │ │
│ │hidrogen, metanol │ │ │ │ │
│ │şi amoniac); │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.1.14. │ │ │ │ │
│ │Pregătirea portului│ │ │ │ │
│ │Constanţa pentru │ │ │ │ │
│ │comerţul │ │Programul │ │Studii iniţiale │
│ │internaţional cu │Ministerul │Transport │ │tehnico-economice,│
│ │hidrogen şi │Transporturilor şi│Connecting │2030 │studii de │
│ │combustibili │Infrastructurii │Europe Facility│ │fezabilitate │
│ │alternativi │ │(CEF-T) │ │ │
│ │(bunkeraj de │ │ │ │ │
│ │hidrogen, metanol, │ │ │ │ │
│ │amoniac) │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │ │ │Finanţare din │ │ │
│ │A.1.15. │ │fonduri externe│ │Punerea în │
│ │Reducerea amprentei│ │nerambursabile │ │funcţiune a celor │
│ │de carbon prin │ │în limita │ │12 rame electrice │
│ │utilizarea │ │sumelor alocate│ │cu pile de │
│ │hidrogenului, │Ministerul │şi cu │ │combustie pe │
│ │respectiv 2.858 kt │Transporturilor şi│respectarea │2027 │hidrogen în cadrul│
│ │CO_2 anual, prin │Infrastructurii │prevederilor şi│ │contractelor │
│ │achiziţia a 12 rame│ │regulilor de │ │pentru servicii │
│ │electrice cu pile │ │eligibilitate │ │publice acordate │
│ │de combustie pe │ │stabilite la │ │de Autoritatea │
│ │hidrogen │ │nivelul │ │pentru Reformă │
│ │ │ │fiecărui │ │Feroviară │
│ │ │ │program │ │ │
├────────────────┼───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.2.1. │ │ │ │ │
│ │Promovarea creării │ │ │ │ │
│ │unor parteneriate │ │ │ │ │
│ │de tip "ecosistem │ │ │ │ │
│ │de hidrogen” prin │ │ │ │ │
│ │care producţia să │ │Combinaţie de │ │Semnarea unor │
│ │asigure consumul │ │surse de │ │acorduri de │
│ │local, dezvoltând │Ministerul │finanţare în │2027 │parteneriat şi │
│ │întregul lanţ │Energiei │funcţie de │ │off- take hidrogen│
│ │valoric, şi să aibă│ │caracteristici │ │pe termen lung │
│ │ca rezultat │ │ecosistem │ │ │
│ │reducerea amprentei│ │ │ │ │
│ │de carbon dintr-o │ │ │ │ │
│ │regiune industrială│ │ │ │ │
│ │şi / sau aglomerare│ │ │ │ │
│ │urbană │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.2.2. │ │ │ │ │
│ │Analiza │ │ │ │ │
│ │fezabilităţii │ │ │ │ │
│ │tehnico- economice │ │ │ │ │
│ │a reconversiei │ │ │ │Minim 3 studii de │
│ │fostelor platforme │Ministerul │ │ │fezabilitate │
│ │industriale în │Economiei, │Combinaţie de │ │tehnico- economică│
│ │vederea producerii │Digitalizării, │surse de │2026 │pentru proiecte │
│ │de hidrogen şi a │Antreprenoriatului│finanţare │ │avand ca locaţie │
│ │înfiinţării unor │şi Turismului │ │ │foste platforme │
│ │centre de inovaţie │ │ │ │industriale │
│ │şi dezvoltare a │ │ │ │ │
│ │tehnologiilor │ │ │ │ │
│ │pentru hidrogen │ │ │ │ │
│ │regenerabil │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │ │ │Fondul pentru │ │ │
│ │ │ │Modernizare sau│ │ │
│ │ │ │altă finanţare │ │ │
│ │ │ │din fonduri │ │ │
│ │ │ │externe │ │ │
│ │ │ │nerambursabile │ │ │
│ │ │ │în limita │ │49 kt hidrogen din│
│ │ │ │sumelor alocate│ │surse regenerabile│
│ │ │ │şi cu │2027 │682 MW capacitate │
│ │A.2.3. │ │respectarea │ │electroliză │
│ │Instalarea unor │ │prevederilor şi│ │ │
│ │capacităţi de │Ministerul │regulilor de │ │ │
│ │electroliză, ce │Energiei │eligibilitate │ │ │
│ │urmează să atingă │ │stabilite la │ │ │
│ │2.130 MW în 2030 │ │nivelul │ │ │
│ │ │ │fiecărui │ │ │
│ │ │ │program │ │ │
│ │ │ ├───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │ │ │Fondul pentru │ │153 kt hidrogen │
│ │ │ │Modernizare │ │din surse │
│ │ │ │Connecting │2030 │regenerabile │
│ │ │ │Europe Facility│ │2.130 MW │
│OG.2. │ │ │(CB RES) │ │capacitate │
│Crearea │ │ │ │ │electroliză │
│condiţiilor ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│necesare pentru │A.2.4. │ │ │ │ │
│producţia a cel │Sprijinirea │ │ │ │ │
│puţin 49 kt/an │înfiinţării unor │ │ │ │ │
│hidrogen │capacităţi de │ │ │ │4.261 MW putere │
│regenerabil la │producţie energie │Ministerul │Fondul pentru │2028 │electrică │
│nivelul anului │regenerabilă │Energiei │Modernizare │ │instalată │
│2027, respectiv │dedicate pentru │ │ │ │ │
│153 kt/an │producţia de │ │ │ │ │
│hidrogen │hidrogen │ │ │ │ │
│regenerabil la │regenerabil │ │ │ │ │
│nivelul anului ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│2030, în scopul │ │ │ │ │Îmbunătăţirea │
│dezvoltării │A.2.5. │ │ │ │capacităţii │
│industriilor │Accelerarea şi │ │ │ │administrative şi │
│dificil de │înlesnirea │ │ │ │a cadrului │
│decarbonizat şi │procedurilor de │ │ │ │administrativ de │
│dezvoltării unui│autorizare şi │ │ │ │autorizare a │
│sector curat al │aprobare pentru │ │ │ │proiectelor de │
│transporturilor.│punerea în │ │ │ │investitii in │
│ │funcţiune a │Ministerul │ │ │domeniul │
│ │capacităţilor de │Energiei │N/A │2026 │tehnologiilor │
│ │producţie energie │ │ │ │hidrogenului. │
│ │regenerabilă │ │ │ │Implementarea unor│
│ │dedicate │ │ │ │one-stop-shop │
│ │hidrogenului │ │ │ │pentru obţinerea │
│ │regenerabil şi a │ │ │ │autorizaţiilor de │
│ │capacităţilor de │ │ │ │punere în │
│ │electroliză │ │ │ │funcţiune a │
│ │ │ │ │ │proiectelor │
│ │ │ │ │ │regenerabile │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │ │ │ │ │Participarea │
│ │ │Societatea │ │ │activă la │
│ │ │Naţionala de │Fondul pentru │ │iniţiativa EHB │
│ │A.2.6. │Transport Gaze │Modernizare │ │(European Hydrogen│
│ │Conectarea la │Naturale „Transgaz│Proiect de │2030 │Backbone) şi │
│ │reţeaua europeană │S.A.” si │Interes Comun │ │alinierea la │
│ │Hydrogen Backbone │Ministerul │(PIC) │ │obiectivelor │
│ │ │Energiei │şi altele │ │stabilite de comun│
│ │ │ │ │ │acord în cadrul │
│ │ │ │ │ │acesteia. │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.2.7. │ │ │ │ │
│ │Introducerea unui │ │ │ │ │
│ │sistem de garanţii │ │ │ │ │
│ │de origine │ │ │ │Adoptarea si │
│ │regenerabilă (GO) │ │ │ │intrarea in │
│ │pentru hidrogenul │Ministerul │N/A │2027 │vigoare a │
│ │din surse │Energiei / AN RE │ │ │legislaţiei │
│ │regenerabile, │ │ │ │necesare unui │
│ │aliniat cu │ │ │ │sistem de GO │
│ │iniţiativele │ │ │ │ │
│ │europene în acest │ │ │ │ │
│ │sens │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.2.8. │ │ │ │ │
│ │Actualizarea │ │ │ │ │
│ │standardelor şi │ │ │ │ │
│ │normelor de │ │ │ │ │
│ │siguranţă pe │ │ │ │ │
│ │întregul lanţ │ │ │ │Publicarea şi │
│ │valoric al │ │ │ │intrarea în │
│ │hidrogenului, prin │ │ │ │vigoare a │
│ │alinierea la │Ministerul │ │ │standardelor şi │
│ │iniţiativele │Energiei │ │2027 │normelor de │
│ │europene precum şi │ │ │ │siguranţă pe │
│ │cele cu specific │ │ │ │întregul lanţ │
│ │naţional în │ │ │ │valoric al │
│ │colaborare cu │ │ │ │hidrogenului │
│ │instituţiile │ │ │ │ │
│ │naţionale relevante│ │ │ │ │
│ │din România (de ex.│ │ │ │ │
│ │INSEMEX, ISCIR, │ │ │ │ │
│ │ICSI, INCDPM etc.) │ │ │ │ │
├────────────────┼───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.3.1. │ │ │ │ │
│ │Introducerea în │ │ │ │ │
│ │cadrul şcolilor │ │ │ │ │
│ │profesionale şi │ │ │ │ │
│ │postliceale, precum│ │ │ │ │
│ │şi la nivelul │ │ │ │Programe de studiu│
│ │învăţământului │ │ │ │şi specializare în│
│ │universitar, a │ │ │ │şcolile │
│ │specializărilor │Ministerul │ │ │profesionale, │
│ │privind │Educaţiei si │Bugetul de stat│2026 │postliceale şi la │
│ │tehnologiile │Cercetării │ │ │nivelul │
│ │hidrogenului, cu │ │ │ │învăţământului │
│ │abordarea │ │ │ │universitar │
│ │întregului lanţ │ │ │ │ │
│ │valoric, cu │ │ │ │ │
│ │prioritate în │ │ │ │ │
│ │zonele definite ca │ │ │ │ │
│ │ecosisteme de │ │ │ │ │
│ │hidrogen │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │ │ │Finanţare din │ │ │
│ │ │ │fonduri externe│ │ │
│ │ │ │nerambursabile │ │ │
│ │ │ │în limita │ │ │
│ │A.3.2. │ │sumelor alocate│ │Programe de │
│ │Introducerea unor │Ministerul Muncii │si cu │ │reconversie │
│ │programe de │Familiei, │respectarea │ │profesională în │
│ │reconversie │Tineretului si │prevederilor si│2027 │domeniul │
│ │profesională către │Solidaritatii │regulilor de │ │tehnologiilor │
│ │tehnologiile │Sociale │eligibilitate │ │hidrogenului │
│ │hidrogenului │ │stabilite la │ │ │
│ │ │ │nivelul │ │ │
│ │ │ │fiecărui │ │ │
│ │ │ │program Bugetul│ │ │
│ │ │ │de stat │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.3.3. │ │ │ │ │
│ │Introducerea de │ │ │ │ │
│ │noţiuni privind │ │ │ │ │
│ │tehnologiile │ │ │ │Completarea │
│ │hidrogenului la │ │ │ │programei şcolare │
│ │nivelul studiilor │ │ │ │în învăţământul │
│ │liceale în programa│ │ │ │preuniversitar │
│ │şcolară a │Ministerul │ │ │prin includerea la│
│ │disciplinelorfizică│Educaţiei şi │Bugetul de stat│2027 │disciplinele │
│ │şi chimie, │Cercetării │ │ │fizică şi chimie │
│ │respectând │ │ │ │de noţiuni │
│ │calendarul │ │ │ │referitoare la │
│ │elaborărilor/ │ │ │ │tehnologiile │
│ │dezvoltărilor │ │ │ │hidrogenului │
│ │curriculare al │ │ │ │ │
│ │Ministerului │ │ │ │ │
│ │Educaţiei │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.3.4. │ │ │ │ │
│ │Dezvoltarea si │ │Pentru │ │ │
│ │autorizarea unui │Pentru autorizare │autorizare │ │ │
│ │program de │program: │program: │ │ │
│ │pregătire şi │Ministerul Muncii │Bugetul de stat│ │ │
│ │specializare │Familiei, │Pentru │ │ │
│ │dedicat │Tineretului si │dezvoltare │ │ │
│ │personalului │Solidaritatii │program: │ │ │
│ │implicat în │Sociale │- buget propriu│ │Program autorizat │
│ │instalarea, punerea│Pentru dezvoltare │al │2027 │de pregătire şi │
│ │în funcţiune, │program: │participanţilor│(termen │specializare în │
│ │utilizarea, │Furnizori │la program, │pentru │domeniul │
│ │operarea, │autorizaţi în │fonduri │autorizare│tehnologiilor │
│ │exploatarea, │condiţiile │europene, │program) │hidrogenului │
│ │asigurarea de │Ordonanţei │fonduri proprii│ │ │
│ │mentenanţă şi │Guvernului nr. 129│ale │ │ │
│ │certificarea │/2000 privind │angajatorilor, │ │ │
│ │echipamentelor, │formarea │sponsorizări, │ │ │
│ │utilajelor şi │profesională a │donaţii, surse │ │ │
│ │proceselor din │adulţilor │externe atrase │ │ │
│ │domeniul │ │etc. │ │ │
│ │tehnologiilor │ │ │ │ │
│ │hidrogenului │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.3.5. │ │ │ │ │
│ │înfiinţarea unor │ │ │ │ │
│ │programe │ │ │ │ │
│ │postuniversitare de│ │ │ │înfiinţarea de │
│ │formare şi │ │ │ │programe │
│ │dezvoltare │ │ │ │postuniversitare │
│ │profesională │Ministerul │ │ │de formare şi │
│ │continuă în │Educaţiei si │Bugetul de stat│2027 │dezvoltare │
│ │domeniul │Cercetării │ │ │profesională în │
│ │tehnologiilor │ │ │ │domeniul │
│ │hidrogenului │ │ │ │tehnologiilor │
│ │dedicate cadrelor │ │ │ │hidrogenului │
│ │didactice │ │ │ │ │
│ │universitare şi │ │ │ │ │
│ │preuniversitare │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.3.6. │ │ │ │ │
│ │Lansarea unor │ │ │ │ │
│ │apeluri de proiecte│ │ │ │ │
│ │în cadrul PNCDI │ │ │ │ │
│ │2022-2027 dedicate │ │ │ │ │
│ │exclusiv │ │ │ │Apel proiecte │
│ │activităţilor de │ │ │ │lansat în cadrul │
│ │cercetare │ │ │ │PNCDI IV 2022-2027│
│ │fundamentală şi │ │ │ │dedicat │
│O.G.3. │cercetare │ │ │ │hidrogenului cu │
│Dezvoltarea │aplicativă derulate│Autoritatea │ │ │obiectiv validarea│
│tehnologiilor │în domeniul │Naţională pentru │ │ │în condiţii de │
│hidrogenului şi │hidrogenului, cu │Cercetare │ │ │laborator (TRL4) │
│implementarea │buget dedicat, │Unitatea Executiva│ │ │şi drept │
│acestora în │având drept │Pentru Finanţarea │Bugetul de stat│2026 │indicatori de │
│economie prin │obiectiv validarea │învăţământului │ │ │rezultat │
│pregătirea │în condiţii de │Superior a │ │ │publicarea │
│resurselor umane│laborator a │Cercetării │ │ │principalelor │
│şi sprijinirea │tehnologiilor (TRL │Dezvoltării şi │ │ │rezultate în │
│activităţilor şi│4) şi drept │Inovării │ │ │jurnale │
│infrastructurii │indicatori de │ │ │ │internaţionale din│
│de cercetare, │rezultat publicarea│ │ │ │zonele roşie şi │
│inovare şi │principalelor │ │ │ │galbenă (primele │
│transfer │rezultate în │ │ │ │două cuartile Q1 │
│tehnologic │jurnale │ │ │ │si Q2) │
│ │internaţionale din │ │ │ │ │
│ │zonele roşie şi │ │ │ │ │
│ │galbenă (primele │ │ │ │ │
│ │două cuartile, Q1 │ │ │ │ │
│ │şi Q2) │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.3.7. │ │ │ │ │
│ │Lansarea unor │ │ │ │ │
│ │apeluri de proiecte│ │ │ │ │
│ │în cadrul PNCDI │ │ │ │ │
│ │2022-2027 dedicate │ │ │ │ │
│ │exclusiv │ │ │ │ │
│ │activităţilor de │ │ │ │ │
│ │cercetare │ │ │ │ │
│ │aplicativă şi │ │ │ │ │
│ │dezvoltare │ │ │ │ │
│ │experimentală │ │ │ │ │
│ │derulate în │Autoritatea │ │ │Apel proiecte │
│ │domeniul │Naţională pentru │ │ │lansat în cadrul │
│ │hidrogenului în │Cercetare │ │ │PNCDI 2022-2027 │
│ │parteneriat între │Unitatea Executiva│ │ │dedicat H_2 cu │
│ │operatori economici│Pentru Finanţarea │ │ │obiectiv │
│ │(ca lider de │învăţământului │Bugetul de stat│2026 │demonstrare TRL7 │
│ │consorţiu) şi │Superior a │ │ │pentru │
│ │organizaţii de │Cercetării │ │ │tehnologiile │
│ │cercetare, cu buget│Dezvoltării şi │ │ │propuse şi │
│ │dedicat, având │Inovării │ │ │brevetare │
│ │drept obiectiv │ │ │ │rezultate │
│ │demonstrarea │ │ │ │ │
│ │funcţionalităţii │ │ │ │ │
│ │tehnologiilor în │ │ │ │ │
│ │condiţii reale de │ │ │ │ │
│ │funcţionare (TRL 7)│ │ │ │ │
│ │şi drept indicatori│ │ │ │ │
│ │de rezultat │ │ │ │ │
│ │brevetarea │ │ │ │ │
│ │rezultatelor │ │ │ │ │
│ │inovative la nivel │ │ │ │ │
│ │european. │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.3.8. │ │ │ │ │
│ │Suport │ │ │ │ │
│ │instituţional │ │ │ │ │
│ │pentru implicarea │ │ │ │Participarea cel │
│ │operatorilor │ │ │ │puţin a unui │
│ │economici (ca │ │ │ │operator economic │
│ │participanţi │ │ │ │(participant │
│ │direcţi) şi a │Ministerul │ │ │direct) şi a unei │
│ │instituţiilor │Economiei, │ │ │instituţii │
│ │implicate în │Digitalizarii, │IPCEI │2026 │implicate în │
│ │cercetare din │Antreprenoriatului│ │ │cercetare │
│ │România (ca │şi Turismului │ │ │(participant │
│ │participanţi │ │ │ │indirect) din │
│ │indirecţi) în cel │ │ │ │România în cadrul │
│ │puţin 1 proiect │ │ │ │proiectelor IPCEI │
│ │important european │ │ │ │dedicate │
│ │de interes comun │ │ │ │hidrogenului │
│ │(IPCEI) în domeniul│ │ │ │ │
│ │tehnologiilor │ │ │ │ │
│ │hidrogenului │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.3.9 │ │Finanţare din │ │ │
│ │Operaţionalizarea │ │fonduri externe│ │ │
│ │Ro-Hydrohub, prin │ │nerambursabile │ │ │
│ │atragerea de │ │în limita │ │ │
│ │finanţare în │ │sumelor alocate│ │Implementare minim│
│ │colaborare cu │Autoritatea │şi cu │ │1 proiect de │
│ │IMM-uri, în vederea│Naţională pentru │respectarea │2030 │demonstrare sau │
│ │dezvoltării, │Cercetare │prevederilor şi│ │transfer │
│ │integrării şi │ │regulilor de │ │tehnologic │
│ │demonstrării │ │eligibilitate │ │ │
│ │tehnologiilor │ │stabilite la │ │ │
│ │hidrogenului şi a │ │nivelul │ │ │
│ │transferului │ │fiecărui │ │ │
│ │tehnologic │ │program │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.3.10. │ │ │ │ │
│ │Dezvoltarea cel │Autoritatea │ │ │ │
│ │puţin a unui Centru│Naţională pentru │ │ │ │
│ │de Transfer │Cercetare │ │ │ │
│ │Tehnologic, în │Ministerul │ │ │înfiinţare Centru │
│ │parteneriat │Economiei, │Bugetul de stat│2026 │de Transfer │
│ │public-privat, în │Digitalizarii, │ │ │Tehnologic │
│ │zonele selectate │Antreprenoriatului│ │ │ │
│ │pentru a deveni │şi Turismului │ │ │ │
│ │ecosisteme de │ │ │ │ │
│ │hidrogen │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.3.11 │ │ │ │ │
│ │Sprijinirea unor │ │ │ │ │
│ │programe de │ │ │ │ │
│ │practică │ │ │ │Programe de │
│ │profesională │ │ │ │practică │
│ │remunerată pentru │ │ │ │profesională │
│ │personalul de medie│Ministerul │ │ │remunerată la │
│ │şi înaltă │Educaţiei şi │Bugetul de stat│2026 │operatorii │
│ │calificare, în │Cercetării │ │ │economici din │
│ │industrie, la │ │ │ │industrie, │
│ │companii care au în│ │ │ │companii private │
│ │exploatare │ │ │ │ │
│ │instalaţii de │ │ │ │ │
│ │producere a │ │ │ │ │
│ │hidrogenului │ │ │ │ │
├────────────────┼───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.4.1. │ │ │ │ │
│ │Dezvoltarea unui │ │ │ │ │
│ │proiect pilot │ │ │ │ │
│ │pentru analiza │ │ │ │ │
│ │fezabilităţii │ │ │ │ │
│ │aplicaţiilor de │ │ │ │ │
│ │P2X, cu energie SRE│ │ │ │ │
│ │provenită din │ │ │ │ │
│ │evitarea reducerii │Ministerul │Clean Hydrogen │ │ │
│ │producţiei pentru a│Energiei │Partnership │ │ │
│ │echilibra balanţa │Autoritatea │prin Horizon │2026 │Proiect pilot │
│ │producţie- consum, │Naţională pentru │Europe │ │ │
│ │folosind un │Cercetare │Fondul pentru │ │ │
│ │electrolizor de │ │Inovare │ │ │
│ │capacitate │ │ │ │ │
│ │instalată de │ │ │ │ │
│ │minimum 10 MW, cu │ │ │ │ │
│ │scopul studierii │ │ │ │ │
│ │potenţialului de │ │ │ │ │
│ │cuplare sectorială │ │ │ │ │
│ │(aplicaţii în │ │ │ │ │
│ │diverse industrii) │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.4.2. │ │ │ │ │
│ │Derularea unui │ │ │ │ │
│ │proiect privind │ │ │ │ │
│ │analiza │ │ │ │ │
│ │fezabilităţii │Ministerul │ │ │ │
│O.G.4 │tehnice şi │Economiei, │Clean Hydrogen │ │ │
│Utilizarea │financiare a │Digitalizarii, │Partnership │ │ │
│hidrogenului şi │stocării │Antreprenoriatului│prin Horizon │ │Studiu de │
│a soluţiilor │hidrogenului în │şi Turismului │Europe │2027 │fezabilitate │
│Power-to- X │fostele saline de │Autoritatea │Fondul pentru │ │ │
│pentru │la Ocna Mureş, ca │Naţională pentru │Inovare │ │ │
│integrarea │potenţială │Cercetare │ │ │ │
│surselor de │componentă a │ │ │ │ │
│energie │ecosistemului │ │ │ │ │
│regenerabilă şi │Cluj-Napoca - Târgu│ │ │ │ │
│pentru a realiza│Mureş - Sighişoara │ │ │ │ │
│integrarea │- Sibiu - Sebeş. │ │ │ │ │
│sectorială ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.4.3. │ │ │ │ │
│ │Dezvoltarea unui │ │ │ │ │
│ │proiect pilot │ │ │ │ │
│ │integrat la scară │ │ │ │ │
│ │industrială care să│ │ │ │ │
│ │utilizeze │ │ │ │Dezvoltarea unui │
│ │tehnologii de │ │Clean Hydrogen │ │proiect pilot cu │
│ │producere - consum │Autoritatea │Partnership │ │demonstrarea │
│ │H_2 (de ex. │Naţională pentru │prin Horizon │2026 │tehnologiilor la │
│ │Electrolizoare - │Cercetare │Europe │ │Nivelul de │
│ │pile de combustie │ │Fondul pentru │ │Maturitate │
│ │(FC)) şi stocare │ │Inovare │ │Tehnologică TRL 7-│
│ │(salină şi / sau │ │ │ │9*2) │
│ │rezervor │ │ │ │ │
│ │industrial) pe │ │ │ │ │
│ │conceptul de │ │ │ │ │
│ │Power-to- │ │ │ │ │
│ │Hydrogen-to-Power │ │ │ │ │
│ ├───────────────────┼──────────────────┼───────────────┼──────────┼──────────────────┤
│ │A.4.4. │ │ │ │ │
│ │Implementarea unui │Autoritatea │ │ │ │
│ │proiect de analiză │Naţională de │ │ │ │
│ │a potenţialului │Reglementare în │ │ │Studiu de analiză │
│ │geologic de stocare│Domeniul Minier, │Fondul pentru │2027 │a potenţialului de│
│ │a hidrogenului în │Petrolier şi al │Inovare │ │stocare subterană │
│ │zăcăminte de │Stocării Geologice│ │ │a hidrogenului │
│ │hidrocarburi │a Dioxidului de │ │ │ │
│ │epuizate şi / sau │Carbon │ │ │ │
│ │acvifere saline │ │ │ │ │
└────────────────┴───────────────────┴──────────────────┴───────────────┴──────────┴──────────────────┘
*1) Fără sectorul rafinare *2) UEFISCDI - TRL 7 - Demonstrarea funcţionalităţii prototipului în condiţii relevante de funcţionare TRL 8 - Sisteme finalizate şi calificate TRL 9 - Sisteme a căror funcţionalitate a fost demonstrată în mediul operaţional ---- 
