* „Până în 2030 ne propunem să operăm în România 1.200 MW in centrale fotovoltaice și 3.500 MWh de stocare”
* „Un proiect fotovoltaic fără baterii nu mai este bancabil”
* „România este astăzi cea mai atractivă piață din regiune pentru investițiile în energie regenerabilă”
* „Volatilitatea prețurilor nu a oprit investițiile. Le-a redirecționat către stocarea energiei”
România a devenit principala piață de investiții a grupului Renalfa, unul dintre cei mai activi dezvoltatori de proiecte de energie regenerabilă din Europa Centrală și de Est, iar compania își propune să opereze până în 2030 cel puțin 1.200 MW de capacități fotovoltaice și 3.500 MWh de sisteme de stocare a energiei. Într-un interviu acordat Financial Intelligence, George Tecușan, Country Manager Renalfa România, afirmă că volatilitatea pieței energiei schimbă fundamental logica investițiilor, iar proiectele fotovoltaice fără baterii sunt tot mai greu de finanțat. El vorbește despre rolul stocării în tranziția energetică, perspectivele pieței românești, provocările legate de rețea și măsurile necesare pentru accelerarea investițiilor în energie verde.
-
Interviu cu George Tecuşan, Country Manager Renalfa România
Renalfa este unul dintre investitorii activi în sectorul energiei regenerabile din Europa Centrală și de Est. Care sunt principalele proiecte pe care le dezvoltați în România și ce obiective aveți pentru anii următori?
George Tecuşan: Aș începe prin a contura dimensiunea grupului nostru. Amprenta noastră investițională acoperă astăzi România, Bulgaria, Ungaria și Macedonia de Nord. Avem în operare 779 MW de centrale fotovoltaice și eoliene, precum și 1.850 MWh de sisteme de stocare a energiei. Alte 1.710 MW de capacități fotovoltaice și eoliene și 6.200 MWh de BESS se află în construcție și dezvoltare. O parte semnificativă a acestor active este dezvoltată împreună cu partenerul nostru RGREEN Invest, prin două societăți mixte: Renalfa IPP și Renalfa Power Clusters.
Modelul nostru de business este integrat pe verticală. Toate proiectele sunt construite de Solarpro Holding, compania EPC a grupului, care a depășit deja pragul de 14 GWp de proiecte fotovoltaice și 4 GWh de proiecte BESS construite. Lanțul valoric intern este completat de Toki Holding, traderul și integratorul nostru de energie verde, prezent în aproape toate țările din Europa Centrală și de Est, cu peste 4 TWh de energie electrică tranzacționați anual.
Grupul acoperă și segmentul mobilității electrice, prin două companii în creștere rapidă: Eldrive, care operează peste 3.500 de puncte de încărcare în Bulgaria, România și Lituania, și SPARK, cu o flotă de peste 1.800 de vehicule electrice în Bulgaria și Lituania.
În ceea ce privește România, avem deja o centrala electrică fotovoltaică de 174MWp în operare din februarie, anul acesta. Pipeline-ul este foarte robust — România este astăzi principala piață de investiții a grupului. Obiectivul nostru este să avem în operare, până în 2030, minimum 3.500 MWh de capacități de stocare și 1.200 MWp de centrale fotovoltaice. Este, fără îndoială, un obiectiv ambițios, care va veni cu provocări pe măsură, dar suntem încrezători că experiența și expertiza pe care le-am acumulat ne vor permite să livrăm conform planului.
Cum evaluați în prezent atractivitatea pieței românești pentru investițiile în energie regenerabilă? Ce avantaje și ce provocări vedeți comparativ cu alte piețe din regiune?
George Tecuşan: Cred că România este astăzi cea mai atractivă piață din regiune pentru investițiile în energie regenerabilă. Motivele sunt aproape evidente: dimensiunea pieței, nevoia de energie electrică — în special de produse cu un profil de livrare cât mai apropiat de baseload —, nevoia acută de capacități de stocare și proiecțiile de creștere a consumului de energie electrică.
În ultimii ani am traversat o perioadă deosebit de efervescentă în zona de M&A pentru proiecte fotovoltaice, iar acum vedem aceeași efervescență pentru proiectele de stocare a energiei. În paralel, există numeroase șantiere deschise pentru proiecte din toate categoriile: fotovoltaic, eolian și stocare. România are avantajul clar de a fi cea mai mare piață din regiune, o piață care mai poate absorbi astfel de proiecte. Este însă nevoie de o viziune pe termen lung pentru integrarea cu succes a acestor surse regenerabile în sistemul energetic național.
Un alt atu important este că rămânem beneficiari neți ai programelor europene de finanțare dedicate proiectelor energetice — atât de generare, cât și de stocare —, care reprezintă un motor semnificativ pentru multe dintre investițiile aflate în derulare. Este și motivul pentru care, împreună cu industria din întreaga regiune CEE, urmărim foarte atent orice modificare la nivel european care ar putea condiționa sau restricționa accesul la această finanțare — voi reveni asupra acestui subiect.
Provocările sunt, în mare măsură, regionale și caracteristice unei perioade de boom. Din păcate, România nu se află încă pe harta marilor deținători globali de capital și administratori de active ai lumii, care ar putea aloca aici resurse mult peste nivelurile actuale. Fondurile europene rămân un avantaj, dar trebuie să diversificăm și să lărgim gama de investitori pe care România îi poate atrage.
Poate cea mai mare provocare pentru toți jucătorii din piață este însă capitalul uman — și mai ales retenția acestuia pe un orizont de cel puțin 3-4 ani. Toate companiile întâmpină dificultăți în construirea unor echipe solide pe termen lung. Așteptările candidaților sunt uneori mult peste ceea ce o companie poate oferi în mod sustenabil, nu doar pentru o perioadă scurtă. Îmi pare rău să o spun, dar vedem o anumită volatilitate profesională în piață, în care locurile de muncă sunt schimbate pentru avantaje modeste.
România traversează o perioadă cu prețuri ale energiei extrem de volatile. Cum influențează această volatilitate deciziile de investiții în proiecte eoliene, fotovoltaice și de stocare?
George Tecuşan: România are, de patru ani încoace, o piață de energie electrică caracterizată de o volatilitate ridicată, iar motivele sunt structurale: nu reușim să ne acoperim consumul în orele de vârf, când suntem nevoiți să importăm de la vecini, la prețuri uneori foarte mari comparativ cu restul zilei. În același timp, în orele cu producție mare și consum redus — în jurul prânzului — prețurile sunt foarte mici, adesea negative. Practic, curba zilnică a prețurilor a devenit tot mai adâncă și mai abruptă, iar acest profil schimbă fundamental logica investițională pentru fiecare tehnologie.
Pentru proiectele de stocare a energiei, această volatilitate este extrem de atractivă. Un BESS poate genera venituri substanțiale doar din arbitraj — cumpărând energie la prețurile mici de la prânz și livrând-o în orele de vârf. La acestea se adaugă veniturile din echilibrare și servicii de sistem, unde nevoia sistemului de resurse rapide și flexibile este în creștere. Nu întâmplător vedem astăzi o efervescență remarcabilă în jurul proiectelor de stocare: volatilitatea, care pentru alte tehnologii este un risc, este pentru baterii însăși sursa modelului de business.
Pentru centralele fotovoltaice, impactul este exact opus. Ele produc masiv tocmai în orele în care prețurile sunt la minim sau negative, ceea ce înseamnă că, în lipsa unei baterii, sunt tot mai des forțate să se oprească sau să vândă în pierdere. Fenomenul de canibalizare a prețurilor — în care fiecare MW fotovoltaic nou instalat erodează veniturile tuturor celorlalți — este deja o realitate în România. Concluzia noastră este clară: astăzi, un proiect fotovoltaic fără componentă de stocare practic nu mai este bancabil. De aceea, întreaga noastră strategie de dezvoltare se îndreaptă către proiecte hibride sau către co-locarea generării cu stocarea.
Parcurile eoliene stau ceva mai bine în acest peisaj: profilul lor de producție, distribuit pe parcursul zilei și cu o pondere semnificativă în orele de seară și de noapte, le permite să capteze prețuri apropiate de valoarea de baseload, uneori chiar peste aceasta. Dar există și aici un risc specific: fluctuațiile curenților de aer pot genera dezechilibre semnificative între prognoză și producția efectivă, iar într-o piață cu o volatilitate atât de ridicată, costul acestor dezechilibre depinde enorm de momentul în care apar. Un dezechilibru într-o oră de vârf poate avea un impact financiar major. Acest lucru pune o presiune tot mai mare pe calitatea prognozei și, încă o dată, aduce stocarea în discuție ca instrument de gestionare a riscului de echilibrare.
Per ansamblu, aș spune că volatilitatea nu a oprit investițiile — le-a redirecționat. Ea penalizează proiectele mono-tehnologie, inflexibile, dar recompensează constant proiectele care aduc flexibilitate în sistem. Este exact direcția în care ne-am construit portofoliul în România.
În ultimii ani, investițiile în baterii au devenit o componentă esențială a tranziției energetice. Ce rol vor juca sistemele de stocare în strategia Renalfa și cât de pregătită este piața românească pentru astfel de proiecte?
George Tecuşan: Grupul nostru are astăzi 1.850 MWh de BESS în operare și alte 6.208 MWh în dezvoltare și construcție. Cifrele vorbesc de la sine: bateriile joacă un rol central în strategia noastră, iar capacitatea noastră operațională se va dubla în următoarele 12 luni. Odată cu punerea în funcțiune a proiectului Szihalom din Ungaria, Renalfa va opera mai multă capacitate de stocare decât Franța și Austria la un loc — o comparație care arată atât ambiția grupului, cât și cât de devreme ne aflăm, ca regiune, în această cursă.
Motivele pentru care mizăm atât de mult pe stocare țin de natura acestei tehnologii. Bateriile oferă flexibilitate și un timp de răspuns extrem de rapid, ceea ce le face instrumentul ideal pentru serviciile de sistem complexe pe care le putem furniza operatorului de transport și sistem. În același timp, ele ne permit să livrăm energie verde în rețea chiar și atunci când aceasta nu mai este produsă de activele fotovoltaice sau eoliene — practic, transformă producția regenerabilă intermitentă într-un produs cât mai apropiat de baseload, exact ceea ce cere astăzi piața românească. Iar într-o piață cu volatilitatea despre care discutam, arbitrajul de preț oferă o fundație comercială solidă pentru aceste investiții, chiar înainte să vorbim despre veniturile din echilibrare.
Cât privește gradul de pregătire al pieței românești, aș spune că suntem într-un moment de maturizare accelerată. Vedem o efervescență reală în zona de M&A pentru proiecte de stocare, vedem primele proiecte la scară mare finalizate și vedem fonduri europene dedicate acestei tehnologii. În același timp, mai sunt pași de făcut: cadrul de reglementare pentru participarea stocării pe piețele de echilibrare și servicii de sistem trebuie să continue să evolueze, procesele de racordare la rețea trebuie să țină pasul cu volumul de cereri, iar operatorul de sistem are nevoie de instrumente clare pentru a integra aceste noi resurse. Sunt încrezător că direcția este cea corectă — iar pentru noi, România este piața în care concentrăm cea mai mare parte a acestor investiții, cu un obiectiv de cel puțin 3.500 MWh în operare până în 2030.
Ce impact au avut mecanismele de sprijin precum Contractele pentru Diferență (CfD) asupra interesului investitorilor? Sunt ele suficiente pentru a accelera dezvoltarea de noi capacități de generare? Dar PPA-urile?
George Tecuşan: Renalfa nu a participat la licitațiile CfD organizate până acum, iar aceasta a fost o decizie strategică deliberată. Modelul nostru de business este construit în jurul flexibilității — stocare, arbitraj, servicii de sistem, produse de tip „baseload verde” —, în timp ce un contract pentru diferență, care fixează un preț pe 15 ani pentru energia produsă, se potrivește mai bine unui profil de investitor care caută venituri stabile, predictibile, cu expunere minimă la piață. Credem că, în piața românească de astăzi, tocmai volatilitatea și nevoia de flexibilitate sunt cele care creează valoare, iar activele noastre sunt construite să capteze această valoare direct din piață.
Asta nu înseamnă însă că nu apreciem impactul schemei — dimpotrivă. Privit obiectiv, mecanismul CfD pare să fi fost un succes pentru România. Schema a redus costul capitalului pentru proiecte și a făcut bancabile investiții care altfel ar fi obținut cu greu finanțare într-o piață volatilă.
Sunt ele suficiente pentru a accelera dezvoltarea de noi capacități? Cred că răspunsul corect este: sunt necesare, dar nu suficiente. CfD-ul rezolvă problema riscului de preț, dar nu rezolvă nimic din ceea ce discutam mai devreme — racordarea la rețea, autorizarea, blocajele instituționale. Un contract pe 15 ani nu ajută un proiect care așteaptă ani de zile un aviz. Mai mult, schema actuală sprijină exclusiv generarea de energie, fără a recompensa flexibilitatea: un MW fotovoltaic cu CfD va produce în continuare la prânz, când sistemul nu are nevoie de el, și va adânci prețurile negative din acel interval. Cred că următoarea generație de mecanisme de sprijin ar trebui să integreze și componenta de stocare — fie prin CfD-uri dedicate proiectelor hibride, fie prin scheme separate pentru capacitățile de flexibilitate. Acesta ar fi un pas cu adevărat transformator.
Cât despre PPA-uri, ele sunt complementul natural al CfD-urilor și, în opinia mea, viitorul pieței. Un PPA corporativ este cel mai sănătos semnal posibil: cerere reală, privată, de energie verde, fără implicarea statului. Piața românească de PPA-uri este încă tânără, dar crește vizibil, pe măsură ce marii consumatori industriali și comerciali caută predictibilitatea costurilor și îndeplinirea obiectivelor lor de sustenabilitate. Iar aici stocarea schimbă complet jocul: combinația dintre generarea regenerabilă și baterii ne permite să oferim într-un PPA exact produsul pe care îl cer consumatorii — livrare fermă, în bandă, cu energie electrică exclusiv verde. Aceasta este direcția în care Renalfa își construiește oferta comercială, iar convingerea noastră este că, pe termen mediu, piața va fi condusă de aceste produse contractate bilateral, schemele de sprijin rămânând un instrument de tranziție, nu o destinație.
În contextul creșterii consumului de energie și al retragerii unor capacități convenționale, credeți că România va reuși să își asigure securitatea energetică exclusiv prin investiții în regenerabile și stocare sau va fi nevoie și de alte tehnologii?
George Tecuşan: Personal, cred că decizia înțeleaptă pentru orice stat este să își asigure un mix energetic diversificat, care să ofere flexibilitate în gestionarea crizelor de orice natură: echipamente, materii prime, combustibili, tehnologie sau capital. Cel puțin teoretic, România nu stă rău din această perspectivă — mixul nostru energetic este unul dintre cele mai diversificate din regiune. Din păcate, practica ne arată altceva: avem unele dintre cele mai mari prețuri la energie electrică din Uniunea Europeană, un semn clar că undeva lucrurile nu funcționează cum ar trebui.
Întrebarea corectă nu este, așadar, „regenerabile sau alte tehnologii?”, ci „în ce ar trebui să investim cu prioritate?”. Răspunsul meu: în active flexibile, care livrează energie curată la prețuri competitive și care pot fi implementate rapid de investitori privați, fără a împovăra bugetul public. Dacă aplicăm aceste trei criterii — flexibilitate, competitivitate, viteză de implementare —, doar centralele regenerabile însoțite de sisteme de stocare a energiei se încadrează astăzi pe deplin în această categorie.
Iar tehnologia evoluează în favoarea acestei teze. Odată cu progresul accelerat al sistemelor de stocare, ne îndreptăm rapid către momentul în care produsele de tip „baseload verde” — livrarea de energie curată în bandă fermă, pe parcursul unei zile, al unei luni sau al unui an întreg — vor deveni norma pieței. În acel moment, argumentul clasic împotriva regenerabilelor, intermitența, își pierde practic substanța.
Asta nu înseamnă că restul parcului de generare nu contează. Încurajarea investițiilor în regenerabile și stocare, alături de modernizarea și retehnologizarea activelor convenționale existente — hidro și nuclear în primul rând —, reprezintă, în opinia mea, rețeta ideală pentru o securitate energetică sporită. Nu excludem nicio tehnologie; dar capitalul privat, viteza și competitivitatea costurilor sunt astăzi, indiscutabil, de partea regenerabilelor și a bateriilor.
Regiunea noastră a livrat deja dovada. În Bulgaria, un sistem de stocare în baterii de 500 MWh, amplasat în complexul carbonifer Marița Est, a fost pus în funcțiune comercială în mai puțin de nouă luni de la decizia finală de investiție, contribuind la închiderea a două centrale pe cărbune — iar Bulgaria deține astăzi cea mai mare pondere a stocării în sistemul energetic național din întreaga lume. În Statele Baltice, desincronizarea istorică de rețeaua BRELL, controlată de Rusia, realizată în februarie 2025, a fost posibilă exact prin această rețetă: instalarea rapidă de capacități regenerabile, stocare și flexibilitate, cu un cost de echilibrare menținut sub 5% din facturile consumatorilor casnici. Regenerabilele împreună cu stocarea nu sunt un compromis în materie de securitate energetică — în Europa Centrală și de Est, ele sunt deja instrumentul ei cel mai concret.
Una dintre principalele probleme semnalate de investitori rămâne infrastructura de transport și racordarea la rețea. Cum afectează aceste aspecte proiectele Renalfa și ce soluții considerați necesare?
George Tecuşan: Cred că toată lumea știe deja că rețeaua electrică este congestionată artificial de proiecte cu o probabilitate redusă de succes. La 1 mai 2026, existau peste 87 GW de proiecte regenerabile care obținuseră Aviz Tehnic de Racordare (ATR) — de peste patru ori întreaga capacitate de generare instalată a României. Dintre acestea, puțin peste o treime au obținut autorizație de construire. Vedem, așadar, o filtrare semnificativă pe măsură ce proiectele trebuie să treacă în faza de construcție și operare — iar diferența dintre cei 87 GW „pe hârtie” și ceea ce va ajunge efectiv în rețea spune totul despre natura problemei.
În cazul proiectelor pe care le avem în operare sau în dezvoltare, nu suntem afectați semnificativ de această congestie artificială, pentru că am prioritizat achiziția de proiecte cu condiții de racordare nerestricționate. Aceasta a fost, de altfel, una dintre disciplinele noastre de bază în procesele de due diligence. Însă, dacă am dori să extindem capacitatea sau să adăugăm componente de consum unora dintre proiectele noastre, sunt sigur că am resimți și noi impactul acestei congestii.
Recent au fost luate măsuri pentru a diferenția proiectele serioase — cele cu sponsori solizi în spate, capabili să le ducă până în operare — de restul. Un bun exemplu este mutarea garanției de 5% din tariful de racordare de la momentul semnării contractului de racordare la momentul emiterii ATR-ului, o soluție pe care am susținut-o și noi, inclusiv prin asociațiile profesionale în care suntem reprezentați. Însă ultimele modificări, și în special cerința unei garanții de 30.000 EUR/MW pentru obținerea Autorizației de Înființare, nu vor rezolva, în opinia mea, problema congestiei artificiale a rețelei pe termen scurt. Mai mult, ele lovesc direct în investitorii serioși — pentru că tocmai ei ajung în această etapă, după ani de dezvoltare și capital deja investit.
Principiul corect este, în opinia mea, simplu: dacă vrem cu adevărat să protejăm sistemul energetic național, barierele ar trebui să fie ridicate la începutul procesului și să scadă progresiv pe măsură ce proiectul avansează — pentru a recompensa, nu a penaliza, efortul și capitalul investit până în acel punct. Filtrarea trebuie făcută la intrare, nu la linia de sosire.
Cum vedeți evoluția prețurilor la energie în următorii doi-trei ani? Credeți că vom continua să asistăm la episoade de volatilitate extremă, precum cele din această perioadă?
George Tecuşan: Nu cred că vom vedea schimbări majore în nivelul prețurilor la energie electrică în următorii doi-trei ani — exceptând, desigur, apariția unor „lebede negre”, pe care nimeni nu le poate anticipa. România va rămâne, cel mai probabil, o piață cu prețuri medii ridicate în context european, atât timp cât dezechilibrele structurale despre care vorbeam — deficitul din orele de vârf și dependența de importuri — nu sunt rezolvate.
Pe de altă parte, cred că volatilitatea va rămâne trăsătura dominantă a pieței. Vom continua să vedem oscilații ample între orele prânzului, cu prețuri foarte mici sau negative, și orele de vârf, cu prețuri ridicate. Evenimentele meteo extreme — valurile de caniculă, seceta care afectează producția hidro — vor amplifica aceste episoade, pentru că România se chinuie chiar și astăzi să acopere cererea în vârfurile de consum. Un val de caniculă prelungit înseamnă, în același timp, cerere record pentru aer condiționat și producție hidro diminuată, o combinație care se traduce imediat în prețuri mari la import.
În mod paradoxal, această volatilitate este și mecanismul prin care piața se va corecta singură. Ea transmite un semnal investițional foarte puternic către activele flexibile — în primul rând către sistemele de stocare a energiei — și vedem deja cum acest semnal atrage capital semnificativ. Pe măsură ce capacități de stocare tot mai mari intră în operare, ele vor aplatiza treptat curba prețurilor: vor absorbi surplusul ieftin de la prânz și îl vor livra în orele de vârf, comprimând exact acele spread-uri extreme pe care le vedem astăzi. Activele flexibile, cu costuri de generare reduse, vor acoperi cu succes nevoia din orele de vârf, ducând, în timp, la o scădere a volatilității.
Așadar, răspunsul meu ar fi: da, pe termen scurt volatilitatea rămâne — și rămâne extremă în episoadele de stres meteo sau de sistem. Dar, pe un orizont de trei-cinci ani, tocmai investițiile pe care această volatilitate le atrage astăzi o vor tempera. Grupul nostru este convins că aceasta este soluția pentru o tranziție energetică eficientă în regiune: active de generare regenerabilă, cuplate cu sisteme de stocare. Este, de altfel, exact pariul pe care ne-am construit întreaga strategie de investiții în România.
Care sunt cele mai importante modificări legislative sau de reglementare pe care ați dori să le vedeți pentru a accelera investițiile în energie regenerabilă în România?
George Tecuşan: Cel mai important lucru pe care și-l dorește orice investitor este un cadru legislativ și de reglementare stabil, pe baza căruia să poată construi planuri de investiții pe 25-30 de ani — pentru că aceasta este durata reală de viață a unui activ energetic. Schimbările repetate, uneori în timpul jocului, cu efecte asupra proiectelor deja în derulare, sunt calea cea mai sigură de a descuraja capitalul. Un investitor instituțional poate accepta riscuri de piață, riscuri tehnologice, chiar riscuri macroeconomice — ele pot fi modelate și gestionate. Riscul de reglementare imprevizibil, în schimb, nu poate fi modelat, și de aceea se traduce direct într-un cost de capital mai ridicat pentru toate proiectele din România. Plătim cu toții, ca sistem, această primă de impredictibilitate.
Iar acest principiu nu se aplică doar Bucureștiului, ci, din ce în ce mai mult, și Bruxelles-ului. Un exemplu recent: împreună cu producători independenți de energie, contractori EPC și investitori în infrastructură de prim rang din întreaga Europă Centrală și de Est, reuniți în Alianța Industriei de Energie Curată din Europa Centrală și de Est (CEE Clean Energy Industry Alliance), vom transmite Comisiei Europene îngrijorările noastre cu privire la un ghid interimar care ar restricționa finanțarea europeană pentru proiectele de energie curată ce utilizează invertoare și sisteme de conversie a puterii provenite de la așa-numiți furnizori cu risc ridicat. Mesajul nostru nu este că securitatea cibernetică a infrastructurii critice nu contează — contează enorm, iar noi susținem cerințe de securitate cibernetică stricte, neutre tehnologic și bazate pe risc, aplicate în mod egal tuturor furnizorilor și verificate prin certificare și audituri tehnice la punctul de import. Mesajul nostru este că o restricție bazată pe originea echipamentelor, introdusă fără studiu de impact, fără consultare publică și cu potențial efect retroactiv asupra unor proiecte deja contractate, finanțate și cu date ferme de racordare la rețea, nu face sistemul mai sigur — pune, pur și simplu, în pericol un portofoliu de proiecte deja angajat. Capacitatea europeană de producție de invertoare acoperă astăzi aproximativ 82 GW pe an, față de un necesar anual de instalări de circa 120 GW, astfel încât oferta alternativă pe care o presupune o asemenea restricție pur și simplu nu există încă. Ceea ce cerem este exact ce am descris mai sus: protejarea proiectelor dezvoltate cu bună-credință, o perioadă de tranziție realistă, corelată cu creșterea efectivă a capacității de producție europene, și reguli adoptate transparent, prin procedură de reglementare adecvată. Europa Centrală și de Est este regiunea cea mai dependentă de instrumentele de finanțare europene pentru bancabilitatea proiectelor sale — și, prin urmare, regiunea pe care o astfel de măsură ar lovi-o cel mai puternic, exact acolo unde tranziția este cel mai necesară.
Al doilea aspect esențial este claritatea în interpretarea legislației. Cunoaștem cu toții situații în care entități diferite interpretează și aplică diferit aceleași texte de lege, regulamente sau ordine. Pentru un investitor, această incertitudine de interpretare este aproape la fel de dăunătoare ca instabilitatea legislativă în sine: nu poți structura o finanțare bancabilă pe o normă pe care două instituții o citesc în două moduri diferite.
În al treilea rând, avem numeroase situații de blocaje reale în anumite procese sau instituții, care generează întârzieri foarte mari în activitatea de dezvoltare sau de construcție. Și ajungem apoi în situația paradoxală în care investitorii trebuie să constituie garanții și să suporte consecințe pentru întârzieri care nu se află sub controlul lor. Dacă statul cere investitorilor garanții de performanță, este rezonabil ca și termenele instituționale să fie ferme și opozabile — responsabilitatea trebuie să funcționeze în ambele sensuri.
Nu în ultimul rând, ne dorim procese cât mai clare și mai simple în toate zonele de reglementare: urbanism, racordare la rețea, avizare, licențiere. Fiecare pas redundant, fiecare aviz care dublează un altul, fiecare procedură neclară adaugă luni și costuri care, în final, ajung în prețul energiei plătit de consumator. Claritatea și simplitatea ajută pe toată lumea: legiuitorul, autoritatea de reglementare și investitorul deopotrivă.
Vestea bună este că niciuna dintre aceste schimbări nu costă bani de la buget. Stabilitate, claritate, termene ferme și simplificare — acestea sunt măsuri de voință administrativă, nu de alocare bugetară. Iar efectul lor asupra atragerii de capital ar fi imediat.
Privind către 2030, cum credeți că va arăta mixul energetic al României și ce rol intenționează Renalfa să joace în această transformare?
George Tecuşan: Până în 2030, mi-aș dori să văd finalizate cât mai multe dintre investițiile anunțate astăzi și cât mai multă energie curată în sistemul energetic național. Este imperativ să rezolvăm problema generării de energie electrică în vârfurile de consum — altfel vom retrăi aceleași dezechilibre și aceeași volatilitate extremă a pieței. Cred că mixul energetic al României din 2030 va fi vizibil diferit de cel de astăzi: o pondere semnificativ mai mare de fotovoltaic și eolian, susținută de capacități substanțiale de stocare, alături de pilonii tradiționali — hidro și nuclear. Cât de reușită va fi însă această transformare depinde de cât de repede aducem în sistem flexibilitatea necesară.
Pentru Renalfa, obiectivele sunt clare: până în 2030 ne propunem să deținem și să operăm în România minimum 3.500 MWh de BESS și 1.200 MWp de centrale fotovoltaice. Toate aceste proiecte sunt foarte aproape de începerea construcției, motiv pentru care suntem încrezători în șansele lor de succes. Prin activele noastre, vrem să aducem energie curată în sistemul energetic românesc și să oferim clienților și consumatorilor produse cu livrare în bandă, realizate exclusiv din energie electrică verde — acel „baseload verde” despre care vorbeam și care, credem noi, va deveni norma pieței. În egală măsură, intenționăm să fim un partener activ al operatorului de transport și sistem, prin servicii de sistem care contribuie la securitatea energetică și ajută rețeaua să integreze cât mai multe surse de generare curată.
Aș încheia spunând că România se află într-un moment rar: are piața, are resursele, are interesul investitorilor și are, în sfârșit, tehnologiile mature care fac tranziția energetică nu doar posibilă, ci și profitabilă. Renalfa a ales să facă din România principala sa piață de investiții tocmai pentru că credem în acest potențial. Suntem aici pe termen lung — cu capital, cu expertiză și cu echipe locale — și sperăm ca, peste câțiva ani, când vom privi înapoi la această perioadă, să putem spune că am fost unul dintre grupurile care au contribuit decisiv la construirea unui sistem energetic mai curat, mai flexibil și mai sigur pentru România.
| Știri BVB