Strategia din 9 octombrie 2025

PNIESC (2021) Planul Național Integrat în domeniul Energiei și Schimbărilor Climatice 2021-2030 stabilește țintele naționale ce contribuie la realizarea obiectivelor UE, derivate pe baza Acordului de la Paris (decembrie 2015), privind schimbările climatice. Contribuția României la decarbonizare este evidențiată 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) și respectarea obiectivelor anuale de emisii pentru sectoarele non-ETS, remarcându-se următoarele ținte: a) totalul emisiilor de gaze cu efect de seră în sectoarele economiei naționale vor fi reduse cu aproximativ 50% în 2030 față de 1990; ... b) reducerea nivelului emisiilor gazelor cu efect de seră (GES) din sistemul de tranzacționare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră în UE/Emissions Trading System (ETS) cu 43,9% în 2030 (față de 2005); ... c) reducerea nivelului emisiilor GES din sectoarele non-ETS cu 2% (față 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 față de scenariul de referință PRIMES 2007. Directiva (UE) 2023/2413 a Parlamentului European și a Consiliului din 18 octombrie 2023 de modificare a Directivei (UE) 2018/2001, a Regulamentului (UE) 2018/1999 și a Directivei 98/70/CE în ceea ce privește promovarea energiei din surse regenerabile și de abrogare a Directivei (UE) 2015/652 a Consiliului - Directiva RED III. Detaliile sunt prezentate în Capitolul IV - Cadrul legal național și european relevant pentru problematica hidrogenului și implicațiile acestuia.

Fit-for-55 Pachet legislativ aflat în proces de negociere la nivelul UE ce include un set de propuneri de revizuire și actualizare a legislației UE, pentru a reduce emisiile nete de gaze cu efect de seră cu cel puțin 55% până în 2030 raportat la 1990. În cadrul acestuia sunt adresate o serie de ținte și 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 față de nivelul din 2005; ... b) reducerea cu până la 100% a emisiilor de CO_2 pentru noile autoturisme și camionete în orizontul anului 2035 - acord trialog între Parlamentul European, Consiliul Uniunii Europene și Comisia Europeană; ... c) creșterea țintei actuale pentru 2030 la nivelul UE, privind ponderea globală a energiei din SRE în consumul final brut de energie de la 32%, la cel puțin 42,5%; ... d) creșterea de la 32,5% la 39% a țintelor privind reducerea consumului primar de energie și respectiv, de la 32,5% la 36% în cazul consumului final de energie la nivelul UE în perspectiva anului 2030 față de scenariul de referință PRIMES 2007; ... e) o pondere minimă, obligatorie, a combustibililor din surse regenerabile de origine nebiologică utilizați în domeniul transporturilor de cel puțin 5,5% în 2030 din energia furnizată în transporturi*17); *17) Consiliul European - Acord provizoriu între Consiliul și 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 și 60% în 2035*18); *18) Consiliul European - Acord provizoriu între Consiliul și Parlamentul European privind directiva energiei regenerabile (Martie 2023) ... g) creșterea ponderii minime de combustibili durabili în domeniul aviației la 2% în 2025, 6% în 2030, 20% în 2035 și 70% în 2050 (cu o sub-obligație de cel puțin 1,2% în 2030 și 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 și al Consiliului din 18 oct 2023 privind asigurarea unor condiții de concurență echitabile pentru un transport aerian durabil (ReFuelEU în domeniul aviației) prin care s-a aprobat Propunerea de Regulament al Parlamentului European și al Consiliului privind asigurarea unor condiții de concurență echitabile pentru un transport aerian durabil (Iulie 2021). ... h) reducerea medie anuală a intensității emisiilor de gaze cu efect de seră comparativ cu media înregistrată în 2020 cu 2% în 2025, 6% în 2030 și 14,5% în 2040 pentru navele de peste 5.000 de tone brute care intră în porturile europene conform FuelEU în domeniul maritim; ... i) stații de realimentare cu hidrogen, în ceea ce privește infrastructura pentru combustibili alternativi, la cel mult fiecare 200 km pe rețeaua TEN-T principală și cel puțin o stație 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 rețelei de stații de alimentare cu H_2 până în 2027. ...

REPowerEU (2022) Planul Comisiei Europene menit să asigure independența Europei față de combustibilii fosili din Rusia înainte de 2030, bazându-se pe diversificarea rutelor de aprovizionare cu energie, economisirea energiei, dar și pe tranziția către energie verde, ce conturează următoarele ținte de decarbonizare, ce influențează direct România și industria hidrogenului cuprinde următoarele măsuri: 1. achiziții comune de gaze naturale, gaze naturale lichefiate (GNL) și hidrogen prin intermediul Platformei energetice a UE pentru toate statele membre care doresc să participe, precum și pentru Ucraina, Moldova, Georgia și Balcanii de Vest; ... 2. creșterea țintei 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 inițială a pachetul Fit for 55) la 45%; ... 3. creșterea nivelului de ambiție în ceea ce privește economiile de energie prin stabilirea unei valori mai ridicate, de la 9 % la 13 %, pentru obiectivul UE în materie de eficiență energetică pentru 2030; ... 4. creșterea producției 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 unități instalate în următorii 5 ani; ... 6. pentru atingerea țintei 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 îngrășămintelor și în rafinare, precum și pe utilizarea hidrogenului regenerabil în industria oțelului. ... În sectorul transporturilor, au fost determinate ca prioritare, în vederea înlocuirii combustibililor fosili importați din Rusia, transportul cu camioane grele, combustibilii sustenabili pentru aviație și pentru transportul pe apă. De asemenea, se recomandă formarea unor văi de hidrogen în care acesta să aibă multiple utilizări, așteptarea 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)

Sectorul industrial În prezent, majoritatea hidrogenului consumat în industrie este produs ca rezultat al reacțiilor chimice din cadrul proceselor industriale respective. În vederea atingerii țintelor de decarbonizare la nivel național, hidrogenul ar putea fi, de asemenea, utilizat în alte procese și ramuri industriale (ex. oțel, ciment, ceramică). Conform opiniilor din industrie, implementarea hidrogenului în procese industriale adiționale și/sau în alte ramuri industriale este dependentă de adaptarea tehnologiilor de producție și educarea forței de muncă. Din cauza lipsei de maturitate a utilizării hidrogenului în ramuri industriale noi și a dificultății de adaptare a tehnologiei existente, se estimează că există o singură nouă utilizare a hidrogenului vizată în industrie până în 2030, și anume în procesele de obținere a oțelului. Industria cimentului are în vedere utilizarea hidrogenului pentru a înlocui combustibilii fosili, dar se așteaptă 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 și comercială. Analiza SWOT - Aplicații și utilizare de H_2 Puncte forte (S) Puncte slabe (W) • Utilizarea hidrogenului regenerabil în sectorul industrial poate avea un impact semnificativ asupra reducerii costurilor cu emisiile de CO_2, reprezentând, de asemenea, un avantaj competitiv • Costul de producție a hidrogenului regenerabil, și astfel costul înlocuirii combustibililor fosili este, în prezent, ridicat și dificil de adresat în lipsa unor măsuri de sprijin • Procesele industriale necesită un flux continuu de hidrogen, astfel că sunt necesare capacități de stocare a hidrogenului pentru a acoperi perioadele în care electrolizorul nu funcționează din lipsă de energie din surse regenerabile Oportunități (O) Riscuri (T) • Adoptarea și utilizarea tot mai accentuată a hidrogenului va permite extinderea utilizării spre noi industrii, procese tehnologice și aplicații • Utilizarea hidrogenului regenerabil și a hidrogenului cu amprentă redusă de carbon reprezintă o oportunitate ridicată de a menține competitivitatea României în domeniul industrial • România are numeroase platforme industriale actualmente în stare de conservare (Arpechim, Nitramonia Făgăraș etc.) care ar putea deveni active în economia hidrogenului și ar contribui la relansarea economică a unor foste zone industriale aflate în dificultate • Risc de explozie, deoarece domeniul de inflamabilitate al hidrogenului este de aproximativ șapte 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 la diferite riscuri de gestionare și manipulare a hidrogenului

Proiecte noi în industria siderurgică Industria siderurgică a confirmat existența 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 producție prin trecerea de la fluxul curent (Sinter Plant & Blast Furnace - Basic Oxygen Furnace) la tehnologia Direct Reduced Iron (DRI) și Electric Arc Furnace (EAF). Analiza SWOT - Aplicații și utilizare de H_2 Puncte forte (S) Puncte slabe (W) • Utilizarea hidrogenului în industria siderurgică poate reduce semnificativ emisiile de CO2, reprezentând de asemenea un avantaj din punct de vedere economic, ajutând la menținerea competitivității în piața europeană • Costul de producție a hidrogenului regenerabil, și astfel costul înlocuirii combustibililor fosili este, în prezent, ridicat și dificil de adresat în lipsa unor măsuri de sprijin • Procesele din industria siderurgică necesită un flux continuu de hidrogen, astfel că sunt necesare capacități de stocare a hidrogenului pentru a acoperi perioadele în care electrolizorul nu funcționează din lipsă de energie din surse regenerabile Oportunități (O) Riscuri (T) • Adoptarea la scară mare a utilizării hidrogenului în industria siderurgică va permite menținerea și reinstruirea personalului existent, precum și a personalului nou, creând forță de muncă cu experiență în gestionarea instalațiilor de hidrogen • Risc de explozie deoarece domeniul de inflamabilitate al hidrogenului este de aproximativ șapte ori mai mare decât cel al metanului, iar energia de aprindere este de aproximativ 15 ori mai mică, fiind astfel necesară adaptarea proceselor industriale la diferite riscuri de gestionare și manipulare a hidrogenului

Sectorul de transport/mobilitate Deși nu este utilizat în prezent în România cu acest scop, având în vedere țintele de decarbonizare din sectorul transporturilor, hidrogenul va avea rol de combustibil direct în transportul public, rutier feroviar și transportul de mărfuri, ca materie primă a unor combustibili sintetici pentru sectorul maritim și al aviației, precum și pentru rafinarea combustibililor tradiționali. Utilizarea hidrogenului în transportul feroviar este deja promovată în România, Autoritatea pentru Reformă Feroviară având în derulare procesul de licitație pentru achiziția a 12 trenuri cu hidrogen finanțate prin PNRR. Analiza SWOT - Aplicații și utilizare de H_2 Puncte forte (S) Puncte slabe (W) • Timpul de încărcare pentru unitățile de alimentare ale vehiculelor echipate cu pile de combustie cu hidrogen este extrem de rapid, similar cu cel al vehiculelor convenționale cu motor cu ardere internă (ICE) și semnificativ mai rapid în comparație cu vehiculele electrice echipate cu baterii pentru stocarea energiei. În timp ce vehiculele electrice necesită în prezent între 30 de minute și câteva ore pentru a se încărca, vehiculele cu pile de combustie cu hidrogen pot fi reîncărcate în mai puțin de cinci minute, similar mașinilor convenționale • Necesarul de materii prime rare folosit în realizarea pilelor de combustie reprezintă un avantaj comparativ cu domeniul bateriilor • Adoptarea pe scară largă a hidrogenului în sectorul transporturilor va genera costuri ridicate, aceasta necesitând o nouă infrastructură dedicată • Costul de producție a hidrogenului regenerabil, și astfel costul înlocuirii combustibililor fosili este, în prezent, ridicat și dificil de adresat în lipsa unor măsuri de sprijin Oportunități (O) Riscuri (T) • Sectorul de transporturi are cel mai mare potențial de creștere a ratei de adopție de la an la an prin înlocuirea vehiculelor pe bază de combustibili fosili cu vehicule cu pile de combustie cu hidrogen • Risc de explozie deoarece domeniul de inflamabilitate al hidrogenului este de aproximativ șapte 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 diferite riscuri de gestionare și manipulare a hidrogenului, nu în ultimul rând aceste aspecte trebuie cu atenție gestionate și la transferul hidrogenului între diferitele rezervoare (ex: alimentarea la pompă) • Ca și în cazul metanului, scurgerile de hidrogen nu pot fi identificate decât prin intermediul instalării de senzori dedicați, deoarece orice substanță odorizantă face hidrogenul inutilizabil în aplicații bazate pe pile de combustie. Analiza SWOT - Aplicații și utilizare de H_2 Puncte forte (S) Puncte slabe (W) • Timpul de încărcare pentru unitățile de alimentare ale vehiculelor echipate cu pile de combustie cu hidrogen este extrem de rapid, similar cu cel al vehiculelor convenționale cu motor cu ardere internă (ICE) și semnificativ mai rapid în comparație cu vehiculele electrice echipate cu baterii pentru stocarea energiei. În timp ce vehiculele electrice necesită în prezent între 30 de minute și câteva ore pentru a se încărca, vehiculele cu pile de combustie cu hidrogen pot fi reîncărcate în mai puțin de cinci minute, similar mașinilor convenționale • Necesarul de materii prime rare folosit în realizarea pilelor de combustie reprezintă un avantaj comparativ cu domeniul bateriilor • Adoptarea pe scară largă a hidrogenului în sectorul transporturilor va genera costuri ridicate, aceasta necesitând o nouă infrastructură dedicată • Costul de producție a hidrogenului regenerabil, și astfel costul înlocuirii combustibililor fosili este, în prezent, ridicat și dificil de adresat în lipsa unor măsuri de sprijin Oportunități (O) Riscuri (T) • Sectorul de transporturi are cel mai mare potențial de creștere a ratei de adopție de la an la an prin înlocuirea vehiculelor pe bază de combustibili fosili cu vehicule cu pile de combustie cu hidrogen • Risc de explozie deoarece domeniul de inflamabilitate al hidrogenului este de aproximativ șapte 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 diferite riscuri de gestionare și manipulare a hidrogenului, nu în ultimul rând aceste aspecte trebuie cu atenție gestionate și la transferul hidrogenului între diferitele rezervoare (ex: alimentarea la pompă) • Ca și în cazul metanului, scurgerile de hidrogen nu pot fi identificate decât prin intermediul instalării de senzori dedicați, deoarece orice substanță odorizantă face hidrogenul inutilizabil în aplicații bazate pe pile de combustie.

Încălzire rezidențială România este al doilea producător de gaze naturale din Europa și se așteaptă exploatarea resurselor suplimentare de gaz natural din Marea Neagră. În mixul energetic național, gazul natural are o pondere mult mai mare decât energia electrică, rețeaua de gaze naturale transportând anual un volum de energie dublu față de infrastructura de energie electrică. În ceea ce privește consumul de gaze naturale, operatorii de distribuție a gazului natural estimează că aproximativ 30-40% din acesta este utilizat pentru încălzire, prepararea hranei și a apei calde menajere, atât în consumul casnic, cât și 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 Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei 2022 Având în vedere rezervele de gaze naturale existente în perimetrul Mării Negre și proiectele în proces de implementare a extracției acestora, România va utiliza în continuare în perioada imediat următoare gaze naturale, luând în considerare atât convertirea și utilizarea rețelelor existente, având o infrastructura extinsă în acest sens, precum și dezvoltarea de rețele zonale noi dedicate consumatorilor industriali, ținând cont de cele mai bune practici folosite la nivel european. În cazul consumatorilor casnici din zonele de aglomerări urbane, utilitățile existente deja ocupă spațiul disponibil în subteran. Prin urmare, dezvoltarea unor trasee noi este complexă. Pentru ca România să acumuleze experiență în economia hidrogenului, gazul natural fiind un combustibil de tranziție, o soluție 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 și corespunde unei reduceri de emisii de gaze cu efect de seră de doar 6-7%, din cauza puterii calorifice scăzute a hidrogenului față 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 condițiile actuale ale costului de producție al hidrogenului regenerabil, respectiv al hidrogenului cu amprentă redusă de carbon, chiar și la procente scăzute volumetric, nu este o utilizare optimă din punct de vedere economic a hidrogenului, în comparație cu alte utilizări, nefiind o opțiune fezabilă economic la acest moment. Astfel, utilizarea hidrogenului în încălzire ar trebui evitată în momentul de față în favoarea unor politici care să asigure livrarea de hidrogen regenerabil către industrie și transporturi. Astfel, în cadrul acestor sectoare, pot fi reduse cantități mai mari de emisii de gaze cu efect de seră și se evita și costurile suplimentare care ar trebui suportate de consumatorii de gaze naturale. Având în vedere creșterea continuă a producției de hidrogen regenerabil și cu amprentă redusă de carbon respectiv reducerea costurilor de producție a acestora, este necesară reevaluarea analizei de fezabilitate la momentul actualizării în viitor a strategiei. Analiza SWOT – Aplicații și utilizare de H_2 Puncte forte (S) Puncte slabe (W) • Rețeaua de gaze naturale este în proces de extindere, astfel că există posibilitatea construcției unor rețele deja adaptate folosirii amestecului de gaze naturale cu hidrogen regenerabil • Transgaz a devenit parte a European Hydrogen Backbone, o rețea care ar putea fi utilizată pentru transportul hidrogenului în amestec cu gaz natural • Pentru încălzirea rezidențială, prețul hidrogenului ca și combustibil se poate dovedi foarte ridicat, în special în comparație cu cel al gazelor naturale, mai ales pe termen scurt și mediu, respectiv în comparație cu pompele de căldură pe termen lung • Reducerea emisiilor de CO_2 este semnificativ mai redusă comparativ cu alte utilizări ale hidrogenului, precum cele din sectorul industrial sau sectorul transporturilor • Din cauza conținutului energetic redus al hidrogenului, debitul amestecului de gaz trebuie ajustat, pentru a compensa puterea calorifică scăzută Oportunități (O) Riscuri (T) • Rețelele nou construite, precum și cele existente care, din punct de vedere tehnic și fezabil din punct de vedere economic, se pot converti, pot avea potențial de distribuire a 100% hidrogen pe termen lung • Risc de explozie, fiind cunoscut gradul de inflamabilitate ridicat al hidrogenului, atunci când concentrația de hidrogen depășește 20% în amestec volumetric, cu precizarea că limita de inflamabilitat inferioară a hidrogenului este de 4%

Sectorul energetic Conform PNIESC*36) și PNRR*37), este prevăzută instalarea unor capacități de 1.600 MW de CCGT și 1.300 MW de CHP în perioada 2022-2030, care vor utiliza hidrogen în amestec cu gazele naturale după finalizarea transpunerii Directivei 2024/1788 și a proiectelor care vor conduce la posibilitatea amestecului gaze naturale și hidrogen pentru industrie, pentru a se conforma la nivelul emisiilor de CO_2 maxim admise conform taxonomiei de finanțare sustenabilă a Uniunii Europene. *36) Planul Național Integrat în domeniul Energiei și Schimbărilor Climatice 2021-2030 (Aprilie 2020), acesta fiind actualizat ca PNIESC 20252030 - a doua versiune septembrie 2024 *37) Planul Național de Redresare și Reziliență (Octombrie 2021) Planul Național 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 revizuiește Decizia inițială de aprobare a evaluării Planului de Redresare și Reziliență al României din 3 noiembrie 2021. (https://mfe.gov.ro/pnrr/) La nivelul anului 2030, în vederea conformării instalațiilor 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, producția acestora este estimat a îndeplini condiția 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. Menționăm însă obligația capacităților CCGT și CHP planificate a fi puse în funcțiune cu finanțare din fonduri europene, de a respecta regulile Taxonomiei UE, și anume a utiliza combustibili exclusiv din surse regenerabile și/sau cu emisii scăzute de CO_2 la nivelul anului 2035. Analiza SWOT - Aplicații și utilizare de H_2 Puncte forte (S) Puncte slabe (W) • Potențialul de a produce energie electrică la costuri competitive prin utilizarea hidrogenului regenerabil • Echilibrarea rețelei de energie electrică prin utilizarea surselor regenerabile, înlocuindule pe cele fosile, în perioade de consum ridicat și producție limitată (ex. perioada de iarnă) • Costul de producție a hidrogenului regenerabil, și astfel costul înlocuirii combustibililor fosili este, în prezent, ridicat și dificil de adresat în lipsa unor măsuri de sprijin • Eficiența scăzută pe întregul lanț al procesului de obținere a energiei electrice utilizând hidrogen obținut prin electroliza apei Oportunități (O) Riscuri (T) • Având rezerve de gaze naturale încă neexploatate, România va utiliza acest combustibil de tranziție pentru reducerea treptată a emisiilor de gaze cu efect de seră din sectorul energetic, astfel că amestecul gazelor naturale cu hidrogenul reprezintă o modalitate de a reduce emisiile în procesul de producere a energiei electrice • Utilizarea pe termen lung a capacităților de producere a energiei electrice pe bază de gaze naturale prin amestec cu hidrogen și ulterior convertirea integrală a acestora la hidrogen • Risc de explozie deoarece domeniul de inflamabilitate al hidrogenului este de aproximativ șapte ori mai mare decât cel al metanului, iar energia de aprindere este de aproximativ 15 ori mai mică, astfel că este necesară adaptarea proceselor tehnologice de obținerea a energiei electrice diferite riscuri de gestionare și manipulare a hidrogenului Pentru adoptarea pe scară largă a hidrogenului sunt necesare inițiative de cercetare și dezvoltare la nivelul fiecărui segment al lanțului valoric, o abordare transversală, precum și o alocare eficientă a competențelor și resurselor financiare în sensul maximizării efectelor economice ale inovării. Strategia europeană pentru hidrogen, așa cum a fost definită de Clean Hydrogen Joint Undertaking prin intermediul Agendei strategice pentru cercetare și inovare 2021 - 2027*39), descrie un parcurs cu trei faze de cercetare și dezvoltare: *39) CLEAN HYDROGEN JOINT UNDERTAKING - Strategic Research and Innovation Agenda 2021 - 2027 (Februarie 2022)

Faza 1 - 2020-2024 (activare) a) instalarea a cel puțin 6 GW de electrolizoare de hidrogen din surse regenerabile pentru a decarboniza producția de hidrogen existentă, producând 1 Mt de hidrogen din surse regenerabile în UE; ... b) intensificarea producției de electrolizoare; ... c) planificarea infrastructurii de transport și de captare a carbonului; ... d) crearea cadrului de reglementare favorabil pentru o piață a hidrogenului. ... Faza de activare va corespunde etapei de elaborare a Strategiei Naționale a Hidrogenului și Planului de acțiune pentru implementarea sa. În această fază au fost lansate primele apeluri pentru proiecte de producție a hidrogenului regenerabil și a fost adoptată Legea nr. 237/2023 privind integrarea hidrogenului din surse regenerabile și cu emisii reduse de carbon în sectoarele industriei și transporturilor care necesita o revizuire în linie cu obiectivele stabilite de Directiva UE 2023/2413 a Parlamentului European și a Consiliului din 18 octombrie 2023 de modificare a Directivei (UE) 2018/2001, a Regulamentului (UE) 2018/1999 și a Directivei 98/70/CE în ceea ce privește promovarea energiei din surse regenerabile și 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 și 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) creșterea competitivității costurilor hidrogenului din surse regenerabile; ... c) noi utilizări ale hidrogenului, inclusiv în producția de oțel, combustibil pentru camioane, transport feroviar și maritim; ... d) modernizarea producției existente de combustibili fosili cu captarea emisiilor de carbon; ... e) dezvoltarea unei infrastructuri logistice și de transport a hidrogenului (nivelul UE); ... f) dezvoltarea văilor de hidrogen; ... g) sprijin financiar; ... h) realizarea unei piețe a hidrogenului în UE. ... În faza de extindere se va implementa Strategia Națională a Hidrogenului și astfel România se va alinia obiectivelor acestui parcurs.

Faza 3 - 2031-2050 (preluarea pe piață) ● 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 piață România va introduce utilizarea hidrogenului în toate domeniile și sectoarele care acum sunt dificil de decarbonizat. Dintre toate subiectele de cercetare aferente acestor faze, Agenda strategică pentru cercetare și inovare*41) definește un set de priorități, așa cum sunt redate în figura de mai jos. *41) European Research Area (ERA) - Agenda strategică de cercetare și inovare (Martie 2022) Figura nr.V.2.3.2 - Ariile de inovare propuse pentru a fi analizate și prioritizate prin SRIA. Sursă: CLEAN HYDROGEN JOINT UNDERTAKING – Strategic Research and Innovation Agenda ... 2021 - 2027 (Februarie 2022) Aceste direcții de dezvoltare și cercetare sunt susținute și prin SET PLAN*42), care, pentru a elimina posibilitatea dublării sau suprapunerii activităților de cercetare și inovare desfășurate prin inițiativele existente în statele membre ale UE, va crea un grup de lucru pentru implementare ce se va concentra pe alinierea și coordonarea strategiilor naționale de cercetare și inovare în aplicații ale hidrogenului și mobilizarea programelor naționale de finanțare a cercetării și inovației în țările membre SET PLAN, dar și pe dezvoltarea inițiativelor de cercetare și inovare a hidrogenului pentru tehnologiile de cercetare. *42) Comisia Europeană, Strategic Energy Technology (SET) Plan (Septembrie 2019) ...

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 capacități de electroliză de 2.130 MW. Pentru operarea capacităților 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 și producția necesară Estimarea urmărește țintele RED III de folosire a RFNBO în procent de minim 42%*45) din totalul consumului de hidrogen folosit în industrie, țintă care trebuie atinsă la nivelul anului 2030. *45) Consiliul European - Directiva (UE) 2023/2413 a Parlamentului European și a Consiliului (Octombrie 2023) Acest procent a fost aplicat pe o estimare a evoluției 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 țintă. Considerând informațiile primite din partea operatorilor economici din sectorul industrial în cadrul procesului de elaborare a Strategiei și a estimării evoluției producției industriilor consumatoare de hidrogen în perioada 2021-2030 conform Comisiei Naționale de Strategie și Prognoză*46), a fost estimat un consum total de 135,4*47) mii tone de hidrogen în 2030, o creștere de 67,7% față de anul 2021, datorată în mare parte de creșterea utilizării hidrogenului regenerabil în procesele de obținere a îngrășămintelor. Astfel, folosind procentul din RED III, a fost estimat un consum de 56,9 mii tone de hidrogen regenerabil. *46) Comisia Națională de Strategie și Prognoză - Prognoză 2023 - 2040 a Produsului intern brut împărțit pe sectoare (Octombrie 2022) *47) Exclude consumul de hidrogen din industria de rafinare Modelarea urmărește o creștere liniară a consumului, astfel că se estimează că la sfârșitul 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 și cu amprentă redusă de carbon, estimat pentru industriile existente va reduce emisiile naționale 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 producția de hidrogen provenit din electroliză pentru industria curentă, este prevăzută instalarea unei capacități de electroliză de 792 MW, precum și capacități instalate de generare a energiei electrice din surse regenerabile în cuantum de 1.585 MW.

Utilizarea hidrogenului în industria siderurgică și producția necesară estimată Conform informațiilor analizate în cadrul procesului de elaborare a strategiei primite din partea mediului privat, estimarea ia în considerare inițiative de dezvoltare a unor instalații 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 oțel 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 naționale de CO_2 cu 729*49) mii tone de CO_2. *49) Calculat multiplicând producția de 1,1 milioane tone oțel verde utilizând 330 MW electroliză cu diferența de emisii de CO_2 între procesul BF BOF (1,9 kg CO_2/kg oțel) și procesul DRI EAF (0,3 kg CO_2/kg oțel). Amprentele de CO_2 a tehnologiilor BO BOF și DRI EAF provin din Strategia de reducere a emisiilor CO_2 a unui jucător din industria siderurgică Pentru a asigura producția de hidrogen provenit din electroliză pentru industria siderurgică vor fi necesare capacități instalate de generare a energiei electrice din surse regenerabile în cuantum de 660 MW.

Utilizarea hidrogenului în transport și producția necesară estimată Cererea de hidrogen regenerabil a fost estimată pornind de la evoluția flotelor autobuzelor, vehiculelor de transport de mărfuri și vehiculelor de pasageri, a nevoii de transport public, precum și de la aproximarea ratei de adoptare a tehnologiilor noi pe bază de hidrogen în sectorul transporturilor. În cadrul modelării este prevăzută o creștere limitată a cererii de hidrogen în perioada 2024-2027, urmând însă a crește exponențial*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 sfârșitul anului 2027, respectiv 2% în 2030, în timp ce ponderea vehiculelor alimentate cu hidrogen în totalul vehiculelor ușoare 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 și ca procent de tranziție către vehicule alimentate cu hidrogen în totalul vehiculelor noi achiziționate 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. Predicțiile legate de utilizarea hidrogenului în transportul public local sunt bazate pe elemente precum: vârsta medie foarte înaintată a flotei existente, capacitatea administrativă de absorbție a fondurilor pentru investiții, ținta de 33% pentru achiziția de vehicule nepoluante*52) în administrația centrală și 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 distribuție egală între cele electrice, alimentate de baterii și cele alimentate cu hidrogen. *52) Comisia Europeană - Comunicarea Comisiei privind aplicarea articolelor 2, 3, 4 și 5 din Directiva 2009/33/CE a Parlamentului European și a Consiliului privind promovarea vehiculelor de transport rutier nepoluante în sprijinul unei mobilități cu emisii scăzute (Octombrie 2020) ... 4. Rata de intrare în piața locală a autoturismelor personale alimentate cu hidrogen este modelată ca o funcție exponențială*53), ținându-se cont de proiecțiile declarate în spațiul public de către reprezentanți ai Comisiei Europene*54), precum și de comportamentul consumatorilor din România. Astfel, ponderea autoturismelor alimentate cu hidrogen în totalul autoturismelor noi achiziționate 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 bazați pe hidrogen pentru asigurarea unei ponderi de 0,4% din totalul consumului de energie în sectorul transporturilor. ... 6. În ceea ce privește domeniul aviației, hidrogenul va putea fi utilizat atât în rafinarea combustibililor sustenabili pentru aviație, cât și pentru alimentarea vehiculelor utilizate în cadrul activității aeroporturilor. ... Adițional, Concordia, cu acordul Ministerului Transporturilor și Infrastructurii, estimează utilizarea hidrogenului în procesele de rafinare a combustibililor tradiționali în proporție 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 proporție de 2,4% la realizarea țintei minime de 1% RFNBO*55) ca procent din total consum de energie în transporturi în anul 2030. *55) Consiliul European - Acord provizoriu între Consiliul și Parlamentul European privind directiva energiei regenerabile (Martie 2023) În vederea atingerii țintei integrale de RFNBO ca procent din total consum de energie în transporturi în anul 2030, este estimat ca restul consumului necesar acoperirii țintei de 5,5% din totalul de consum de energie în transporturi să fie acoperit de utilizarea combustibililor avansați. 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 producția de hidrogen provenit din electroliză în 2030 pentru sectorul transporturilor vor fi necesare capacități 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 naționale de CO_2 de 799,1 mii tone de CO_2.

LCOH hidrogen gri În cazul producției de hidrogen prin reformarea metanului cu abur fără captare și stocare CO_2 a fost eliminat costul de investiție, luând ipoteza că instalațiile SMR deja existente în România nu mai necesită investiții suplimentare. Ipoteza folosită cu privire la capacitatea de funcționare a instalației este de 8.000 ore/an*60). *60) Umweltbundesamt - Dezvoltarea unei strategii generale și introducerea de combustibili alternativi, în special a hidrogenului (Martie 2006), coroborat cu surse din industrie 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 și PEM și au fost analizate o serie de scenarii de producție pe baza cărora a fost definit scenariul de producție, prezentat mai jos: ● Conectare la surse proprii de energie din surse regenerabile (solar și eolian onshore) sau în baza PPA sau/și Certificatelor de Garanție de Origine (GO) prin rețeaua de transport energie electrică; ● Electrolizor cu tehnologie AE și 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 capacități solare, 1.980 de ore per an utilizând energie provenită din capacități eoliene onshore. Întrucât exploatarea energiei offshore este anticipat a depăși orizontul anului 2030, această resursă nu este la momentul de față cuantificată în Strategie; ● Costul energiei este reprezentat de suma dintre LCOE din sursele regenerabile proprii plus costuri aferente tarifului de transport și distribuție. Figura nr.V.5.9 - Elemente ale LCOH hidrogen regenerabil bazate pe tehnologiile folosite în estimarea producției, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) Conform analizelor din cadrul estimării producției, 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 influențate semnificativ de scăderea costurilor de investiție ale electrolizorului precum și a reducerii LCOE în perioada analizată. 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 producție de hidrogen asigură un grad de utilizare al electrolizorului suficient pentru a permite operarea în condiții de rentabilitate economică. Hidrogenul regenerabil este în prezent un combustibil mai scump în comparație cu alternativele convenționale. Cu toate acestea, dezvoltarea accelerată a energiei regenerabile în mixul energetic și economiile de scară aferente, îmbunătățirile tehnologice care au ca rezultat reducerea costurilor electrolizoarelor, precum și evoluțiile prețului carbonului au potențialul de a modifica substanțial această dinamică.

Sectorul industrial Pentru industriile care consumă hidrogen în prezent, precum și pentru cele care planifică investiții în integrarea hidrogenului verde, este necesară asigurarea unui flux continuu de hidrogen pentru procesele lor. Producția hidrogenului regenerabil va fi asigurată de funcționarea 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 și în orele în care electrolizorul este oprit, din lipsa sursei de energie din surse regenerabile sau în cazul perioadelor de mentenanță sau reparații. 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 producția, cât și stocarea hidrogenului se vor face la locul de consum.

Sectorul de transport Producția de hidrogen pentru transportul public comun va fi localizată în proximitatea cererii, fiind cea mai fezabilă soluție. În cazul transportului greu, stațiile de alimentare vor fi localizate de-a lungul rețelei 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 stațiilor de reîncărcare cu hidrogen pe cale rutieră, de la producție la locul de consum nu este o soluție potrivită pe termen lung, având în vedere emisiile totale de gaze cu efect de seră pe întregul proces și capacitatea de hidrogen care poate fi transportată de mijloacele mobile. Electrolizoarele localizate la producător vor funcționa relativ constant atunci când există energie din surse regenerabile, urmând ca producția de hidrogen să fie stocată local până la transportul către stațiile de alimentare. Transportul prin rețeaua de gaz natural, în amestec, nu ar fi fezabil economic pentru utilizarea în sectorul transporturilor, datorită necesității extracției și purificării hidrogenului amestecat în rețea. 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 funcție de fezabilitatea tehnică și economică a modului de stocare, precum și 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)

Industrii și companii relevante Au fost analizate la nivel național industriile și companiile relevante, conturându-se o serie de centre industriale, unde hidrogenul este sau poate fi folosit ca materie primă în producție sau ca sursă de energie, cele mai mari cantități necesare fiind identificate în industriile: siderurgice, metalurgice, producției de amoniac și rafinăriilor.

Surse de apă și sistem energetic Sursele de apă necesare producției de hidrogen au fost analizate atât din punct de vedere al disponibilității, cât și 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 producția de hidrogen prin electroliza apei. De asemenea, a fost evidențiat numărul mare de hidrocentrale existente la nivel național, dar și potențialul energiei regenerabile - în special în Dobrogea, ca și combinație de eolian și solar, dar și în Oltenia și alte zone din țară. Capacitatea rețelelor de transport și distribuție în SEN a fost luată în considerare, precum și planurile de dezvoltare a rețelelor electrice și/sau de gaze naturale.

Infrastructură transport mărfuri și persoane și aglomerări urbane Distanțele reduse dintre centrele industriale identificate și anumite orașe principale ale țării 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 și în zona de încălzire. Aceste avantaje pot fi susținute de accesul la infrastructura de transport națională (feroviară și/sau rutieră) și de către accesul portuar la Dunăre sau Marea Neagră.

Capacități geologice de stocare Capacitățile 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, așa cum sunt evidențiate în figura de mai jos. Figura nr. V.6.2 - Localizarea geografică a potențialelor 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 comunității, din perspectiva reducerii poluării și creării de locuri de muncă. Cele cinci potențiale văi de hidrogen identificate sunt: 1. București - Ploiești - Târgoviște - Pitești Regiunea este un centru industrial major, alături de rafinării, în cadrul cărora există și în prezent cerere pentru hidrogen. De asemenea, cele două fabrici de ciment din cadrul acestei văi prezintă potențialul utilizării hidrogenului regenerabil după orizontul anului 2030. Tot în acest orizont, datorită aglomerărilor urbane situate în această regiune și al consumului rezidențial ridicat de gaze naturale, se remarcă potențialul pentru amestecul hidrogenului cu gazele naturale pentru uz casnic și non-casnic. Capacitatea de racordare la sistemul energetic este ridicată, alături de potențialul pentru energia fotovoltaică. Întrucât aglomerările urbane sunt puternic concentrate pe această rază și susținute de o infrastructură dezvoltată de transport, cererea pentru transportul public și pentru amestecul cu gaze naturale poate prezenta valori ridicate în viitor. ... 2. Constanța - Medgidia - Călărași - Slobozia În cadrul acestei arii, se regăsește o rafinărie care produce și consumă hidrogen în prezent, dar există și industrii de interes (e.g. industria cimentului) ce pot folosi hidrogenul în viitor. În această zonă este cel mai mare port național. De asemenea, potențialul SRE este printre cele mai ridicate din țară, cu toate că rețeaua de transport al energiei electrice necesită investiții suplimentare din partea Transelectrica. Portul Constanța planifică investiții într-un terminal de bunkeraj pentru combustibili alternativi (hidrogen și/sau derivați), iar porturile maritime de pe Dunăre cuprinse în TEN-T vor fi modernizate și vor realiza investiții 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 Mureș - Sighișoara - Sibiu - Sebeș Această regiune dispune în prezent de cea mai mare cerere de hidrogen, generată de industria amoniacului. La Târgu Mureș există un combinat de îngrășăminte cu două fabrici de amoniac cu o capacitate de 1.100 t/zi. De asemenea, fabrica de ciment din cadrul acestei văi prezintă potențialul utilizării hidrogenului regenerabil după orizontul anului 2030. Datorită aglomerărilor urbane situate în această regiune și al consumului rezidențial ridicat de gaze naturale, se remarcă potențialul pentru amestecul hidrogenului cu gazele naturale pentru uz casnic și non-casnic. Producția de energie din surse regenerabile prezintă valori moderate comparativ cu restul regiunilor analizate. În zona Făgăraș-Victoria există foste platforme industriale din industria chimică și de îngrășăminte, precum și o fabrică de ciment la o distanță de cca. 50 km de Sighișoara, 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. Galați - 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 potențial poate deveni cel mai ridicat la nivel național. Totodată, se remarcă existența porturilor fluviale maritime, dar și a unui potențial ridicat pentru producția 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 producție industriale ce pot folosi hidrogenul în viitor, înainte și după orizontul anului 2030 (Complexul Energetic Oltenia, Chimcomplex Râmnicu Vâlcea). Un alt avantaj al acestei văi îl constituie potențialul solar al zonei și capacitatea ridicată de racordare la rețeaua electrică. Există în această zonă și facilități de cercetare/inovare, astfel ICSI Rm. Vâlcea coordonează proiectul strategic Hub Român de Hidrogen și Noi Tehnologii Energetice, contract G 2024-81692/390006 din 13.11.2024, proiect aflat în implementare în cadrul Programului Operațional Creșterea Inteligentă, Digitalizare și Instrumente Financiare. ...

Ierarhizare și prioritizare văi Criteriile de identificare a potențialelor văi de hidrogen prezentate anterior au fost utilizate pentru construirea unui model de evaluare, ce a ajutat la ierarhizarea acestora. Ponderile criteriilor folosite și aspectele analizate sunt prezentate în figura următoare: 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/potențial punctajul 10,00 (în funcție 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 rețeaua europeană de hidrogen prin conducte, Hydrogen Backbone, capacitate de racordare la rețeaua de gaze naturale și au surse de apă disponibile, motiv pentru care aceste caracteristici nu au fost punctate separat. Ponderea alocată fiecărui element este atribuită în funcție de importanța specifică a criteriului în stabilirea unei văi de hidrogen, urmărind următoarele valori: Industrii consum actual hidrogen - 20%, Industrii consum potențial hidrogen - 10%, Capacitate racordare sistem energetic - 10%, Potențial energie din surse regenerabile (fotovoltaică) - 10%, Potențial energie din surse regenerabile (eoliană) - 20%, Aglomerări urbane - Amestec hidrogen cu gaze naturale - 5%, Aglomerări urbane - Transport public - 10%, Infrastructură transport - 15%. Importanța ponderilor este bazată atât pe existența unei cereri pentru hidrogen, dar și pe condițiile tehnice pentru susținerea unei astfel de cereri. În urma analizei, a rezultat următoarea ierarhizare, bazată pe aplicarea mediei ponderate asupra criteriilor definite anterior. Vale 1: București - Ploiești - Târgoviște - Pitești Vale 2: Constanța - Medgidia - Călărași - Slobozia Vale 3: Cluj - Târgu Mureș - Sighișoara - Sibiu - Sebeș Vale 4: Galați - Brăila - Tulcea Vale 5: Craiova - Slatina - Târgu Jiu - Rm.Vâlcea Criterii Văi de hidrogen Vale 1 Vale 2 Vale 3 Vale 4 Vale 5 Industrii consum actual hidrogen 6.37 6.21 10.00 0.01 1.85 Industrii consum potențial hidrogen 2.66 2.21 4.09 10.00 4.31 Capacitate racordare sistem energetic 10.00 6.20 8.93 6.20 9.30 Potențial energie regenerabilă (fotovoltaică) 10.00 10.00 9.23 9.92 9.62 Potențial energie regenerabilă (eoliana) - 10.00 - 9.57 - Aglomerări urbane - Amestec hidrogen cu gaze naturale 10.00 1.63 2.71 2.11 1.61 Aglomerări urbane - Transport public 10.00 1.36 2.32 1.52 1.44 Infrastructură transport 6.67 4.93 2.34 1.48 1.98 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 lanț valoric și toate opțiunile tehnologice, și care să se adreseze unei nevoi locale și să se folosească de potențialul zonei ... 2. Definirea unei structuri comerciale fezabile, care să aducă partenerilor beneficii reale ... 3. Obținerea unei combinații de finanțare din multiple surse publice și private, astfel încât sursele publice să fie suficiente și să asigure fezabilitate comercială ... 4. O colaborare strânsă între parteneri și părțile implicate pe tot parcursul proiectului și o implicare constructivă și continuă ... 5. Sprijin din partea autorităților centrale și locale, angajamentul publicului și acceptanță pe parcursul derulării proiectului de realizare a văii ...

Mecanismele de finanțare pentru adoptarea unei economii a hidrogenului vor lua în considerare întregul lanț valoric. Figura nr. V.8.1 - Modul de interacțiune între politicile de finanțare și subvenționare și intervențiile 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 și mergând până la extindere. Programele de finanțare cu granturi de investiții/împrumuturi pentru cheltuieli de capital (CAPEX) vor fi forma dominantă de sprijin în stadiu incipient. Programele se vor concentra pe promovarea producției de hidrogen din surse regenerabile. De asemenea, finanțarea trebuie să aibă în vedere și costurile de tip operațional (OPEX), care pot suferi creșteri cauzate de tehnologia necesară producției de hidrogen regenerabil. Politicile de stimulare a cererii sunt necesare pentru a încuraja consumul de hidrogen regenerabil și cu amprentă redusă de carbon atât în aplicații noi, precum și în industriile curente care utilizează hidrogen cu emisii ridicate de CO_2 și care trebuie decarbonizate. Programele de finanțare guvernamentale vor lua în considerare consumatorii de hidrogen pentru a acoperi investițiile legate de conversia tehnologiei, de proces și de modernizare a echipamentelor (ex. utilizarea hidrogenului pentru încălzire în producție, clădiri și transport greu). Politicile de stimulare a infrastructurii sunt necesare pentru conectarea cererii cu producția, acolo unde acestea nu se află în aceeași locație. Politicile de stimulare a cererii și producției 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 și combustibil de tranziție pe fondul rezervelor semnificative din Marea Neagră, rețeaua de gaze naturale este încă în curs de extindere și renovare, vor trebui asigurate măsuri de stimulare financiară, stimulare fiscală și programe de finanțare dedicate dezvoltării de rețele noi/reconversia rețelelor existente compatibile pentru transportul hidrogenului, asigurând astfel tranziția către gazele curate. Instrumentele financiare prin care se pot acoperi costurile investițiilor în hidrogen trebuie definite cu scopul de a reduce riscurile și a crea certitudine (de ex. acordurile de cumpărare de hidrogen sau contractele pentru diferență) sau să subvenționeze și să stimuleze pentru a dezvolta proiecte și tehnologii până la o etapă în care devin mai puțin costisitoare. Prezentăm mai jos instrumentele financiare recomandate pentru lansarea unei economii a hidrogenului în România. Pentru o eficiență ridicată a finanțării, trebuie utilizată o combinație adecvată de instrumente pe întreg lanțul valoric, care să stimuleze în mod echilibrat diferitele elemente, dar cu respectarea principiului de evitare a dublei finanțări. În plus, este necesară o flexibilitate în ceea ce privește accesul mediului privat dispus să promoveze și să contribuie în dezvoltarea pieței de hidrogen la aceste instrumente de finanțare, precum și alte finanțări nerambursabile. Totodată, acordarea acestor măsuri de sprijin financiare se va realiza cu respectarea legislației europene și naționale în domeniul ajutorului de stat. Figura nr. V.8.2 - Instrumente de finanțare potențiale per arii de aplicare, Sursă: Analiză Horvath (Februarie 2023) Granturile sunt sume de bani oferite în baza unor criterii de selecție în special actorilor care necesită efectuarea unor investiții/cheltuieli de capital (CAPEX) de valoare ridicată și care nu au randament economic imediat. De asemenea, se oferă și pentru acoperirea unei părți a cheltuielilor operaționale (OPEX) rezultate din adoptarea timpurie a tehnologiei.

Garanții și împrumuturi acordate de stat Garanția de stat oferă posibilitatea împrumutatului să obțină finanțare în condiții financiare mai bune pentru un împrumut, decât cele care sunt în mod normal disponibile pe piețele financiare. De obicei, beneficiind de o garanție de stat, un investitor în tehnologiile hidrogenului poate obține niveluri mai scăzute ale dobânzii și/sau să ofere mai puține garanții. În unele cazuri acest investitor, fără o garanție de stat, nu ar putea găsi o instituție financiară dispusă să îl împrumute în respectivele condiții economico-financiare. Garanțiile de stat pot astfel să faciliteze crearea unor noi modele de afaceri cu hidrogen și să dea posibilitatea unor întreprinderi să obțină resurse financiare în scopul de a desfășura activități în acest domeniu, sau, pur și simplu, să rămână în activitate, în loc să fie eliminate sau restructurate, având în vedere presiunea internațională 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 investiția în instalația de electroliză vor reduce acel element de cost și vor consolida decizia de investiție. Efectul acestor măsuri asupra bugetelor fiscale ale guvernului este mic la început, având în vedere capacitatea limitată de producție a electrolizoarelor. Scăderea stimulentelor fiscale (în scădere pe măsură ce capacitatea este implementată) ar putea ține pasul cu lansarea economiei hidrogenului și scăderea costurilor cu investiția, 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 și 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 diferență Un mecanism de preț fix cu primă variabilă, cunoscut și sub denumirea de "contract pentru diferență (CfD)" se bazează pe un sistem prin care valoarea ajutorului variază în funcție de două (sau trei) variabile: (i) prețul de exercitare, (ii) un preț de referință și în unele cazuri, (iii) un preț minim. Mărimea ajutorului va fi calculată ca diferență dintre prețul de exercitare și prețul de referință, fără a depăși niciodată diferența dintre prețul de exercitare și pragul de preț. Figura nr.V.8.3 - Ilustrație grafică a instrumentului de contracte pentru diferență, Sursă: ERCST*67) (Octombrie 2021) *67) ERCST - Carbon Contract for Difference (Octombrie 2021) Contractele pentru diferență pot încuraja investițiile private în hidrogen, cu un efort de la bugetul public relativ redus, față de subvenționarea CAPEX, și mai echilibrat în timp.

Prime fixe pentru H_2 regenerabil Într-un mecanism de primă fixă, fiecare kilogram de hidrogen produs primește un ajutor fix, indiferent de veniturile rezultate din vânzarea hidrogenului. Mărimea primei poate fi calculată: (i) pe baza costurilor de producție, (ii) pe baza costului combustibililor contrafactual sau (iii) stabilită printr-o licitație. Figura nr. V.8.4 - Ilustrație grafică a instrumentului de prime fixe, Sursă: Hy24*68) (Decembrie 2022) *68) Hy24 - Incentivising Investment in European Renewable Hydrogen Production (Decembrie 2022)

Contracte pentru diferență de carbon Un contract de carbon este un contract prin care un guvern sau o instituție convine cu un agent asupra unui preț 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 preț dat. Dacă sunt formulate ca un preț de exercitare față de prețul pieței carbonului (o opțiune cu două părți), atunci acestea devin contracte de carbon pentru diferențe (CCfD) Figura nr. V.8.5 - Ilustrație grafică a instrumentului de contracte pentru diferență 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 și investitorul privat pentru realizarea sau, după caz, reabilitarea și/sau extinderea unui bun sau a unor bunuri care vor aparține patrimoniului partenerului public și/sau operarea unui serviciu public, în condițiile Ordonanța de urgență a Guvernului nr. 39/2018 privind parteneriatul public-privat, cu modificările și completările ulterioare. Obiectivele principale sunt furnizarea unor servicii publice de calitate, a unor bunuri de largă utilitate, sau înlesnirea și asigurarea atingerea unor obiective socio-economice. În ceea ce privește economia hidrogenului, parteneriatul public privat poate lua forme multiple, în funcție de elementele lanțului valoric pe care la acoperă și amploarea proiectelor. Astfel, parteneriatul public privat se va realiza în forma prevăzută de Ordonanța de urgență a Guvernului nr. 39/2018 , respectiv prin societăți/societăți 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 privați care pun la dispoziție tehnologia consumatorilor. Măsurile prezentate mai sus sunt susceptibile de a constitui ajutor de stat, ca urmare acordarea lor se va realiza cu respectarea legislației europene și naționale în domeniul ajutorului de stat.

Obiectiv general 1 Evitarea cu cel puțin 2 mil. t CO_2 a emisiilor de carbon la nivelul anului 2030 prin utilizarea hidrogenului regenerabil în sectorul industrial și de transport. Luând în considerare costurile de producție a hidrogenului (cap. V.5), mixul energetic național și țintele 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, își vor adapta treptat tehnologiile pentru combustibilul H_2, astfel că până la jumătatea perioadei strategice (2027) nu vor utiliza cantități 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 producției de oțel prin tehnologia DRI EAF. OS 1.3. Încurajarea proiectelor de retehnologizare a proceselor de producție 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 își poată îndeplini țintele europene de decarbonizare. Deoarece în acest sector electrificarea are un avans semnificativ, hidrogenul ca și combustibil va fi introdus treptat, cu un volum relativ redus de cerere până în 2027, până când se stabilizează condițiile de producție, utilizare și 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 și să stimuleze consumul de hidrogen regenerabil în sectorul transporturilor (de ex. stații 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 național, precum și transportul feroviar pe segmentele de cale ferată pentru care există constrângeri tehnice sau economice privind electrificarea. Totodată, în prioritizarea modurilor de transport se va ține cont atât de impactul și beneficiile sociale cât și de efectele pozitive asupra populației (de ex. eliminarea cu precădere a poluării în zone aglomerate, decongestionarea arterelor de circulație, asigurarea unui grad corespunzător de mobilitate pentru populație etc.) Sistemul energetic național bazat parțial pe gaze naturale va trebui decarbonizat, iar pe termen scurt soluția ar fi amestecul de hidrogen în gazele naturale. OS 1.6. Stimularea dezvoltării unei infrastructuri de transport și distribuție a hidrogenului regenerabil, astfel încât zonele industriale care nu au acces facil la surse de energie regenerabilă să își poată atinge obiectivele industriale de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră.

Obiectiv general 2 Crearea condițiilor necesare pentru producția a cel puțin 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 și dezvoltării unui sector curat al transporturilor. Pe principiul experienței și a cunoștințelor acumulate la nivel internațional și european, având în vedere potențialul 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 lanțul valoric la nivel local, astfel încât să se mențină o competitivitate economică a produselor și serviciilor și prin realizarea unor investiții comune să fie evitate riscurile. Văile de hidrogen vor urmări potențialul de producție și consum în industrie și transporturi, prezența surselor de apă, o infrastructură energetică adecvată și după caz, capacități de stocare a hidrogenului. Vor fi prioritizate în funcție 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. Producția a cel puțin 152,9 kt hidrogen din surse regenerabile în anul 2030. OS 2.3. Asigurarea unui cadru investițional care să încurajeze instalarea de capacități de producție de energie din surse regenerabile dedicate producerii hidrogenului, în baza contractelor bilaterale de achiziție energie electrică pe termen lung (PPA). OS 2.4. Stimularea cooperării internaționale în vederea identificării unor lanțuri valorice eficiente din punct de vedere economic pentru producția și consumul hidrogenului regenerabil, dar și al derivaților din hidrogen (combustibili sintetici, mase plastice "verzi", materiale de construcții "verzi" etc.). OS 2.5. Stimularea investițiilor în producția de electrolizoare pentru a susține lanțul valoric al hidrogenului și a asigura disponibilitatea pe termen mai scurt a echipamentelor, având costuri scăzute și cu emisii reduse în transport. Transportul hidrogenului în amestec cu gazele naturale pe anumite sub-rețele de gaze naturale devine o prioritate, în vederea pregătirii utilizării ulterioare la scară largă. OS 2.6. Elaborarea strategiei Operatorului tehnic al Sistemului Național de Transport Gaze Naturale Transgaz ( Planul de Dezvoltare al Sistemului Național de Transport gaze naturale pentru perioada 2024-2033) pentru cuplarea văilor de hidrogen și a centrelor industriale cu sistemul integrat de transport pe conducte al hidrogenului la nivelul UE (Hydrogen Backbone). OS 2.7. Dezvoltarea și reconversia rețelelor de transport și/sau distribuție al/a gazelor naturale astfel încât acestea să fie compatibile cu amestecul treptat de hidrogen în gazele naturale, conform țintelor europene, pe baza unor analize detaliate care să includă aspectele tehnice și economice relevante. OS 2.8. Prioritizarea investițiilor din fonduri nerambursabile în tehnologii de decarbonizare bazate pe hidrogen, pentru întreg lanțul valoric. OS 2.9. Analizarea oportunității susținerii finanțării bancare a proiectelor de decarbonizare prin ajustarea cerințelor de capital în funcție de criteriile din Taxonomia UE. OS 2.10. Susținerea parteneriatelor public-private în proiecte ce au un rol important în adoptarea tehnologiilor bazate pe hidrogen regenerabil.

Obiectiv general 3 Dezvoltarea tehnologiilor hidrogenului și implementarea acestora în economie prin pregătirea resurselor umane și sprijinirea activităților și infrastructurii de cercetare, inovare și transfer tehnologic. Pentru a stimula creșterea economică în România, trebuie asigurat faptul ca măcar o parte din produsele și serviciile necesare acestor noi tehnologii ale hidrogenului să fie localizate în țară. De asemenea, trebuie folosită experiența deja acumulată în cercetare-dezvoltare-inovare și 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 și a unor programe de pregătire și instruire a personalului tehnic și susținerea unor programe educaționale pentru pregătirea de personal de medie și înaltă calificare, cu prioritate în zonele/regiunile definite ca văi de hidrogen. OS 3.2. Stimularea activităților de cercetare dezvoltare și inovare în domeniul tehnologiilor hidrogenului. OS 3.3. Dezvoltarea infrastructurii de inovare și transfer tehnologic la nivel național și regional stimulând colaborarea dintre organizațiile de cercetare și operatorii economici, în vederea accelerării transferului tehnologic și promovării utilizării tehnologiilor de hidrogen în economia națională. OS 3.4. Participarea la elaborarea standardelor europene și internaționale în domeniu și sprijinirea adoptării standardelor europene și internaționale ca standarde române.

Obiectiv general 4 Utilizarea hidrogenului și a soluțiilor Power-to-X pentru integrarea surselor de energie regenerabilă și pentru a realiza integrarea sectorială. Întărirea rezilienței energetice a diferitelor sectoare ale economiei este o prioritate, și în acest sens se va demara integrarea sectorială prin captarea sinergiilor și dezvoltarea unei infrastructuri energetice care să faciliteze tranziția spre neutralitate din punct de vedere al emisiilor. OS 4.1. Stimularea tehnologiilor și aplicațiilor de producere a hidrogenului regenerabil în vederea integrării în mod eficient a producției de energie din surse regenerabile (evitarea reducerii producției pentru a echilibra balanța producție-consum prin stocarea pe termen mediu și lung a energiei). OS 4.2. Introducerea unor aplicații pe bază de hidrogen care să contribuie la flexibilizarea SEN, pe baza unor analize de eficiență adecvate.

Obiective și direcții strategice pe termen mediu (2030-2035) 1. Adaptarea și dezvoltarea infrastructurii de transport a energiei electrice pentru a permite evacuarea producției de energie în zonele cu potențial mare de energie din surse regenerabile către zone cu potențial de producție și consum de hidrogen. ... 2. Utilizarea hidrogenului regenerabil în industria cimentului, odată cu maturizarea tehnologiei la nivel internațional. ... 3. Dezvoltarea unor proiecte inclusiv cele pilot cu susținere a unor prevederi specifice de sandboxing în legislația primară specifică, iar ulterior, pe baza rezultatelor economice confirmate, trecerea la scară industrială pentru aplicații ale hidrogenului amestecat cu gaze naturale (cel puțin 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 rețelele de gaz natural, pe baza rezultatelor proiectelor pilot de testare, pentru încălzire rezidențială. Acest obiectiv trebuie realizat în mod corelat cu strategiile energetice ale localităților, în colaborare cu ADP și APL, unde aceștia din urmă vor avea un rol esențial în conștientizarea valorii adăugate pe care hidrogenul o comportă în aplicații locale, în instruirea populației cu privire la achiziția de echipamente și aparate compatibile cu hidrogenul, precum și în sprijinul financiar acordat cetățenilor pentru achiziția acestor aparate și echipamente. ... 5. Dezvoltarea unor proiecte/capacități de stocare a energiei (în special stocare sezonieră) sub formă de hidrogen. ... 6. Producția de hidrogen turcoaz prin piroliza gazelor naturale, odată cu maturizarea tehnologiei și scăderea costurilor de producție, cu precădere în zonele unde nu există potențial pentru stocarea CO_2 captat. ... 7. Combinarea proceselor tehnologice de producție a hidrogenului la nivel local, de exemplu electroliză și biomasă într-o vale (din deșeuri sau ape uzate municipale), pentru a crește eficiența și profitabilitatea proiectelor. ... 8. Explorarea potențialului utilizării hidrogenului în termie pentru sectorul rezidențial și adaptarea infrastructurii de gaze naturale pentru transportul și distribuția hidrogenului, în amestec cu gazele naturale (peste 20% amestec volumetric) sau în formă pură, gazoasă. ... 9. Dezvoltarea relațiilor internaționale de colaborare bilaterală și multilaterală în vederea realizării unor parteneriate cu participarea entităților din România în comerțul internațional de hidrogen. ... 10. Conectarea văilor de hidrogen din România la European Hydrogen Backbone, acolo unde beneficiile realizării conexiunilor directe sunt net superioare costurilor. Cercetarea potențialului de îmbunătățire a tehnologiilor de separare și purificare a hidrogenului transportat în amestecul cu gazele naturale, în vederea flexibilizării opțiunilor de transport a amestecului în rețeaua de gaze naturale. ... 11. Îmbunătățirea continuă a performanței mecanismelor de finanțare utilizate prin analiza celor mai bune practici din prima perioadă strategică (2025 - 2030) și revizuirea acestora, respectiv introducerea altor mecanisme cu succes dovedit la nivel internațional. ... 12. Îmbunătățirea continuă a proiectelor pe baza celor mai bune tehnologii utilizate în perioada 2025 - 2030, a modelelor de afaceri aplicate și a performanței văilor în vederea îmbunătățirii acestora și tranziției la o scară mai largă. ...

Obiective și direcții strategice pe termen lung (2035-2050) 1. Înlocuirea totală a hidrogenului din surse fosile cu hidrogen din surse regenerabile și hidrogen cu amprentă redusă de carbon (din nuclear). ... 2. Utilizarea hidrogenului și a soluțiilor Power-to-X pe scară largă pentru integrarea sectoarelor economice și integrarea capacităților de producție a energiei regenerabile din surse intermitente (solar și eolian, onshore și offshore): a. Sinteza metanolului regenerabil și tehnologiile "metanol-to-olefine" cu utilizarea CO_2 captat din procesele industriale (rafinare, producție îngrășăminte, producție 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 și utilizarea în producția de îngrășăminte pentru piața internă și export; ... d. Producția de materii prime și "materiale verzi" cu valoare adăugată pentru industriile din România, și anume industria chimică, industria materialelor de construcții, industria metalurgică. ... ... 3. Proiect(e) pilot de utilizare a amoniacului regenerabil ca și combustibil pentru transportul pe apă. ... 4. Utilizarea hidrogenului, odată cu scăderea costurilor de producție, în alte procese industriale, de exemplu ceramică, sticlă, hârtie, cărămizi etc. după realizarea unor proiecte pilot, care să testeze fezabilitatea tehnico-economică. ... 5. Tranziția graduală până în anul 2045 a rețelelor de transport și distribuție 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 opțiuni în domeniul stocării și transportului hidrogenului (LOHC, stocare subterană etc.), aplicarea acestor inițiative în proiecte specifice și transferul tehnologic spre industrie. ... 7. Dezvoltarea unor sisteme de modelare inteligentă (smart system modelling) pentru a facilita și optimiza din punct de vedere economic, trecerea văilor de hidrogen către "coridoare de hidrogen", așa cum sunt ele definite în literatura europeană. ... 8. Realizarea unor modele integrate de infrastructură pentru a analiza localizarea optimă a electrolizoarelor și opțiunilor de stocare (aproape de facilitățile de producție SRE-E sau după caz, aproape de locul de consum industrial sau infrastructura de stocare pe scară largă, de ex. rezerve geologice). ...

Modul de calcul al costului implementării strategiei pentru fiecare categorie de utilizare

Industrie Pentru obținerea 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 ținta anului 2030. Astfel, costul implementării strategiei reprezintă diferența dintre LCOH hidrogenului regenerabil și LCOH hidrogenului gri, aplicat la consumul total estimat pentru sectorul industrial.

Siderurgie Costul implementării strategiei în industria siderurgică reprezintă diferența dintre costul mediu în termeni reali al oțelului verde*72) și costul mediu în termeni reali al oțelului produs prin metode tradiționale*73) aplicată la volumele de producție de oțel estimate pentru anul 2030. *72) 695 EUR/tonă oțel - Horvath LCOS Model bazat pe Hydrogen Europe, studiul Steel from Solar energy, oțel produs prin procesul DRI- EAF, folosind 100% hidrogen regenerabil. Costul oțelului verde este modelat folosind ca date de intrare estimările de LCOH și LCOE din modelele și analizele Horvath, specifice pentru România *73) 614 EUR/tonă oțel - Horvath LCOS Model bazat pe Hydrogen Europe, studiul Steel from Solar energy, oțel produs prin procesul BF- BOF. Costul oțelului verde modelat folosind ca date de intrare estimările de LCOE, preț de piață al energiei electrice cu gazului natural din modelele și 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) diferența dintre costul de achiziție al vehiculelor alimentate cu hidrogen și costul vehiculelor similare alimentate cu combustibili convenționali, 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 primește 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 anunță planuri pentru achiziția de DMU (Noiembrie 2019) Comisia Europeană - Regulamentul Parlamentului European și al Consiliului privind implementarea infrastructurii pentru combustibili alternativi și de abrogare a Directivei 2014/94/UE a Parlamentului European și 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) diferența dintre costul hidrogenului regenerabil și costul combustibililor fosili înlocuiți (diesel)*75) aplicate la volumul rezultat aferent estimării consumului, pentru toată durata de viață 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 primește 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 investiție (CAPEX) pentru realizarea infrastructurii necesare rețelei de alimentare cu hidrogen în sectorul transportului rutier*76); *76) Comisia Europeană - Regulamentul Parlamentului European și al Consiliului privind implementarea infrastructurii pentru combustibili alternativi și de abrogare a Directivei 2014/94/UE a Parlamentului European și a Consiliului (Iulie 2021) Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking - Studiu despre camioanele cu pile de combustie de hidrogen (Decembrie 2020) d) diferența dintre LCOH hidrogenului regenerabil și LCOH hidrogenului gri, aplicat la consumul total estimat pentru industria de rafinare. ... ... Până în anul 2030, atât în transportul rutier, cât și în cel feroviar, înlocuirea vehiculelor cu combustibili fosili cu cele alimentate cu hidrogen nu generează costuri suplimentare, avansul tehnologic și economiile de scară direcționând costurile totale de achiziție și utilizare pe toată durata de viață 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 și a numărului ridicat de variabile din componența acestora, a fost identificat un set de variabile de a căror evoluție este strâns legat rezultatul determinat al costului strategiei. Astfel, pentru a identifica potențialul impact pe care variațiile acestor indicatori îl au, a fost realizată o analiză de senzitivitate pe elementele cele mai importante de cost incluse în modelul de estimare, ce urmărește raportul dintre schimbările procentuale rezultate ale costului strategiei determinate de schimbările procentuale ale fiecăreia dintre variabilele identificate. Acest multiplicator rezultat privește impactul izolat pe care îl poate avea oricare dintre indicatorii identificați, fără cumularea acestora. Prezentăm mai jos matricea variabilelor de senzitivitate și multiplicatorii rezultați la nivelul costului total de implementare al strategiei: # Variabile de senzitivitate Multiplicatorul variației în costul total al strategiei Industrie Siderurgie Transport Total 1 LCOE 1,2601 0,4949 0,3312 2,0862 2 Costurile aferente investiției (CAPEX) pentru instalarea capacității de electroliză 0,4666 0,1251 0,1208 0,7125 3 Costul total de achiziție și operare a vehiculelor 0,0000 0,0000 0,3926 0,3926 5 Costurile aferente investiției (CAPEX) pentru convertirea procesului de producție oțel verde 0,0000 0,0895 0,0000 0,0895 6 Costurile aferente investiției (CAPEX) pentru instalarea stațiilor de alimentare 0,0000 0,0000 0,0374 0,0374 7 Prețul gazului natural -0,7256 -0,0628 -0,1545 -0,9428 8 Prețul 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 creșterii LCOE, în special în industrie se datorează faptului că o componentă semnificativă a costului este reprezentată de diferența dintre prețul hidrogenului și prețul combustibililor tradiționali (gaz natural). Creșterea costurilor cu energia electrică generează o creștere semnificativă a prețului hidrogenului, respectiv o mărire substanțială a diferențialului.

Costurile aferente investiției (CAPEX) pentru instalarea unui/unei electrolizor/instalații de electroliză Variația costului de instalare a capacității de electroliză influențează direct proporțional 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 achiziție și operare a vehiculelor Costul implementării strategiei hidrogenului în domeniul transporturilor are o dependență semnificativă față de costul de achiziție și 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 obținut prin aplicarea unui efect de +50% asupra prețurilor de achiziție a vehiculelor alimentate cu hidrogen.

Costurile aferente investiției (CAPEX) pentru convertirea procesului de producție oțel verde Costul aferent investiției DRI reprezintă o componentă semnificativă în costul mediu în termeni reali al oțelului 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 investiției (CAPEX) pentru instalarea stațiilor de alimentare Deși costul infrastructurii în sectorul de transport este semnificativ, creșterea costului stațiilor de alimentare nu are un impact major asupra costului total de implementare al strategiei ponderea costului de implementare aferent stațiilor de alimentare din sectorul de transport fiind de doar 3,3% din costul total al strategiei.

Prețul gazului natural Costul de implementare al strategiei este direct influențat de suma diferenței dintre LCOH hidrogenului regenerabil și LCOH hidrogenului gri, precum și suma diferenței dintre LCOH hidrogenului cu amprentă redusă de carbon și LCOH hidrogenului gri. Astfel, orice creștere a prețului gazului natural va duce la scăderea diferenței dintre LCOH hidrogenului gri față de LCOH hidrogenului regenerabil și LCOH hidrogenului cu amprentă redusă de carbon, rezultând în scăderea costului total de implementare al strategiei.

Prețul CO_2 Creșterea prețului 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, creșterea prețului CO_2 va duce la scăderea diferenței între costul mediu în termeni reali al oțelului verde față de oțelul tradițional. În sectorul de transport, creșterea prețului CO_2 influențează 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 și impactul acestuia din punct de vedere al reducerii emisiilor de CO_2 este prezentat în figura VI.5.1. 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 și emisiile de CO_2 reduse au fost stabilite obiectivele și țintele Strategiei Naționale a Hidrogenului în această etapă a elaborării documentului. Cu toate acestea, implementarea Strategiei Naționale a Hidrogenului va lua în considerare fiecare studiu de caz individual, selectarea direcțiilor optime urmând a fi făcută după evaluarea fezabilității tehnice și a eficienței economice, precum și luând în calcul politicile economice și sociale ale României și cadrul european de reglementare.