WALDEVAR Energy, unul dintre cei mai mari constructori de proiecte regenerabile din Europa, cu peste 3,5 GW instalați sau în execuție, mizează pe dezvoltarea proiectelor hibride și a sistemelor de stocare pentru a răspunde noilor provocări din sectorul energetic. Într-un interviu acordat Financial Intelligence, Cristian Dragomir vorbește despre blocajele din infrastructura electrică, evoluția pieței, investițiile viitoare și transformarea României într-un posibil hub regional al flexibilității energetice.
-
Interviu cu Cristian Dragomir, CEO WALDEVAR Energy
WALDEVAR a crescut foarte rapid în ultimii ani. Ce ne puteți spune despre proiectele companiei în țara noastră?
Cristian Dragomir: România traversează una dintre cele mai dinamice perioade din istoria sa în ceea ce privește investițiile în energie regenerabilă, iar WALDEVAR a crescut odată cu această piață, investind constant în oameni și expertiză. Astăzi, grupul a depășit pragul de 3,5 GW de instalații fotovoltaice puse în funcțiune sau aflate în execuție, ceea ce ne poziționează printre cei mai importanți jucători din domeniul proiectelor utility-scale la nivel european.
În prezent, implementăm proiecte complexe care reflectă direcția în care evoluează compania. Am finalizat cinci proiecte BESS în România, care includ atât instalarea sistemelor de stocare, cât și controlul unificat pentru instalațiile hibridizate. În paralel, construim Nufărul, cel mai complex proiect european de hibridizare hidro–floating PV, iar recent am semnat un contract EPC cu GEN-I Sonce pentru realizarea unei noi stații de transformare de 110 kV, consolidându-ne expertiza în infrastructura de înaltă tensiune.
Cred că unul dintre diferențiatorii noștri este modelul complet integrat. Am ales să dezvoltăm competențe interne în zone critice precum ingineria, automatizările și punerea în funcțiune, ceea ce ne oferă un control mai bun asupra calității și termenelor, într-o piață în care viteza de implementare este esențială – am ales să executăm cu resurse interne și să ne bazăm pe strategia de a nu sub-contracta.
Care este cel mai mare obstacol pe care îl întâmpinați astăzi în dezvoltarea proiectelor: autorizarea, accesul la rețea, finanțarea sau lipsa forței de muncă? Cum s-a schimbat profilul investitorilor interesați de proiecte regenerabile în România?
Cristian Dragomir: Aș spune că, dintre toate, accesul la rețea a devenit obstacolul dominant în ultimii doi ani. Autorizarea rămâne greoaie, dar cel puțin urmează o logică pe care o poți planifica: știi la ce să te aștepți și cât durează, chiar dacă durează mult. Capacitatea de rețea, în schimb, e o variabilă pe care nu o controlăm: vedem proiecte gata autorizate și finanțate care stau pe loc pentru că operatorul de distribuție sau transport nu poate oferi un punct de racordare fezabil sau oferă unul cu costuri de întărire a rețelei care schimbă complet economia proiectului.
Aici intervine, de altfel, și motivul pentru care am investit atât de mult în BESS. Stocarea nu mai este doar un produs pe care îl vindem, a devenit o unealtă prin care rezolvăm parțial propria problemă de racordare, oferind flexibilitate operatorilor de rețea în loc să le cerem doar capacitate brută.
Finanțarea și forța de muncă rămân provocări reale, dar sunt gestionabile prin structurare financiară, respectiv prin parteneriate cu furnizori și programe de formare. Rețeaua e singura din listă unde depindem aproape integral de investiții publice și decizii de reglementare pe care nu le putem accelera noi.
Schimbarea e semnificativă. Acum 4-5 ani, piața era dominată de investitori mai degrabă oportuniști sau de dezvoltatori care vindeau proiecte în stadiu incipient (ready-to-build) către fonduri specializate în energie, cu un orizont de ieșire relativ scurt și apetit mare de risc pe partea de autorizare.
Astăzi vedem un profil mult mai instituțional, fonduri de infrastructură, asigurători, chiar și fonduri de pensii europene, care caută active operaționale, cash-flow predictibil pe termen lung și, din ce în ce mai frecvent, expunere directă la contracte de tip PPA corporate în loc de dependență exclusivă de scheme de sprijin. Practic, investitorul de renewables din România a devenit mai apropiat de profilul clasic de investitor în infrastructură decât de cel de venture/growth din energie.
În paralel, apariția BESS ca și clasă de activ separată a atras un tip nou de investitor, mai familiarizat cu piețele de echilibrare și flexibilitate decât cu producția clasică de energie, un profil care evaluează proiectul mai degrabă prin prisma veniturilor din piața de servicii de sistem decât prin randamentul clasic al unui PPA sau CfD.
Cum apreciați noile reglementări ale ANRE pe zona energiei regenerabile? Este suficient de predictibil cadrul de reglementare din România pentru investiții pe termen lung?
Cristian Dragomir: Per ansamblu, direcția este corectă, chiar dacă ritmul rămâne o provocare. Noua metodologie de alocare a capacității de rețea, care introduce practic un mecanism competitiv de racordare, cu licitații pentru capacitatea disponibilă din rețelele de transport și distribuție, este exact tipul de reformă pe care industria o cerea. Ideea de bază este evitarea blocării capacităților din rețea de către proiecte care nu au perspective reale de implementare, fiind una sănătoasă. Noi, ca EPC, am văzut prea multe cazuri de „land banking” în care rezervarea de capacitate nu era urmată de investiție reală, iar proiectele serioase, cu finanțare deja securizată, stăteau la coadă în spatele unor dosare fără substanță.
Totuși, predictibilitatea rămâne un subiect delicat. Faptul că autoritatea a fost nevoită să prelungească termenele și să clarifice regulile de tranziție pentru proiectele de peste 5 MW, tocmai pentru a evita blocaje generate de suprapunerea vechii cu noua metodologie, spune ceva despre complexitatea implementării. Pentru un investitor instituțional care planifică pe 15-20 de ani, o schimbare de metodologie e absorbabilă; ceea ce e mai greu de digerat sunt modificările succesive ale calendarului administrativ în cursul aceluiași an. Am apreciat, de altfel, extinderea recentă a acestor termene tranzitorii. A fost un semnal că autoritatea ascultă industria, dar și o confirmare că lucrurile nu erau suficient de coapte de la început.
Pe partea de stocare și flexibilitate, cadrul chiar avansează bine. Noile reguli privind participarea comunităților de energie la piețele angro și utilizarea capacităților de stocare arată că ANRE tratează BESS ca pe o componentă structurală a sistemului, nu ca pe o anexă opțională. Asta contează enorm pentru noi, pentru că о bună parte din pipeline-ul Waldevar e hibrid, PV plus BESS.
Ce ne puteți spune despre finanțarea proiectelor pe care le dezvoltați? Este încă atractivă România pentru fondurile care investesc în energie?
Cristian Dragomir: Da, România rămâne una dintre piețele cele mai atractive din regiune pentru capital dedicat energiei, poate chiar mai atractivă acum decât acum trei ani, pentru că s-a maturizat și oferta de instrumente de finanțare, nu doar apetitul investitorilor.
Un element care ne-a schimbat semnificativ abordarea în ultimii doi ani este disponibilitatea granturilor dedicate stocării. De exemplu, schema de 150 milioane euro pentru capacități de stocare stand-alone, aprobată prin Fondul pentru Modernizare, cu obiectivul declarat de a reduce dezechilibrele din Sistemul Energetic Național și de a integra mai bine energia din surse regenerabile. Pentru un dezvoltator ca noi, care are BESS ca parte structurală a pipeline-ului, astfel de scheme reduc semnificativ costul de capital pe componenta de stocare și fac proiectele hibride PV+BESS mult mai ușor de finanțat bancar, pentru că riscul de venit e mai bine acoperit.
Cât despre atractivitatea generală a pieței, cifrele vorbesc de la sine. Vorbim de peste 70.000 MW de proiecte fotovoltaice aflate în diverse faze de dezvoltare, cu contracte de racordare deja semnate, iar interesul pentru finanțare a crescut constant an de an de la criza energetică din 2022. Ce s-a schimbat, însă, este profilul cererii: nu mai vorbim doar de proiecte greenfield finanțate integral privat, ci de un mix tot mai sofisticat. Fonduri europene, scheme de ajutor de stat, project finance bancar clasic și, tot mai frecvent, PPA-uri corporate care susțin finanțarea fără dependență de scheme de sprijin public.
Riscul pe care îl vedem, și pe care îl comunicăm constant investitorilor și partenerilor noștri financiari, este cel de execuție, nu de piață. Adică rata la care aceste mii de MW anunțate chiar ajung la punere în funcțiune, dat fiind că îngrijorările legate de racordare sau de termene administrative pot decala calendarul de rambursare. De aceea, insist foarte mult pe due diligence tehnic riguros încă din faza de dezvoltare. Un proiect bine fundamentat de la început e cel mai bun argument pe care îl poți pune în fața unui finanțator, indiferent dacă vorbim de o bancă comercială sau de un fond de infrastructură.
Care sunt proiectele de viitor ale WALDEVAR?
Cristian Dragomir: Ne aflăm într-un moment de expansiune accelerată a portofoliului hibrid, iar direcția strategică pentru următorii trei-patru ani se construiește pe trei piloni.
Primul este consolidarea pipeline-ului de proiecte PV+BESS integrate în România. Avem în diverse faze de dezvoltare mai multe parcuri fotovoltaice de peste 50 MW, fiecare cu o componentă de stocare dimensionată nu doar pentru arbitraj energetic, ci și pentru servicii de sistem — participare la piața de echilibrare și rezervă. Este segmentul unde vedem cea mai mare creștere a cererii din partea investitorilor instituționali, tocmai pentru că randamentul nu mai depinde exclusiv de prețul spot al energiei.
Al doilea pilon este extinderea regională. Am construit deja o prezență solidă în România, dar ne dezvoltăm activ și în Italia, Polonia și Grecia, piețe cu dinamici diferite. Polonia are un cadru de sprijin mai matur pentru stocare, în timp ce Grecia trece printr-o etapă similară cu cea a României acum doi-trei ani, cu presiune mare pe capacitatea de rețea și oportunitate pentru cei care aduc soluții hibride de la bun început. Obiectivul nostru este să replicăm modelul de EPC integrat, proiectare, execuție și, unde e cazul, operare pe aceste piețe, nu doar să livrăm capacitate de construcție punctuală.
Al treilea pilon, poate cel mai important pe termen lung, este stocarea stand-alone ca linie de business separată. Nu mai vorbim doar de BESS atașat unui parc solar, ci de proiecte de stocare independente, dimensionate special pentru piața de servicii de flexibilitate și echilibrare. Aici vedem un potențial de creștere foarte mare în următorii ani, mai ales pe fondul schemelor de sprijin dedicate exclusiv stocării care au apărut recent, și pe fondul nevoii tot mai acute a sistemului energetic național de flexibilitate rapidă.
În paralel, investim intern în capabilități de digitalizare a operării, monitorizare predictivă, optimizare de dispecerizare pentru activele hibride pentru că, pe măsură ce portofoliul crește, valoarea reală nu mai stă doar în MW instalați, ci în cât de eficient poți opera acele active în piață, oră de oră.
Practic, viziunea Waldevar pentru următorii ani este să nu mai fim doar un constructor de capacitate, ci un integrator de flexibilitate energetică la scară regională cu proiecte hibride, prezență multi-țară și o linie de business dedicată exclusiv stocării.
WALDEVAR dezvoltă proiecte și în afara României. Ce avantaje competitive are o companie românească pe piața europeană?
Cristian Dragomir: E o întrebare pe care mi-o pun des și clienții noștri din Italia, Grecia sau Polonia, de multe ori cu o urmă de scepticism initial. De ce ai alege un EPC românesc în locul unuia vest-european consacrat? Răspunsul, cred, stă în trei avantaje concrete.
Primul este experiența acumulată într-un mediu de reglementare dificil. România nu a fost niciodată o piață simplă. Am operat ani de zile cu cadre de autorizare greoaie, cu incertitudine pe racordare și cu scheme de sprijin care s-au schimbat de multiple ori. Un EPC care a supraviețuit și a crescut în acest context vine cu o capacitate de adaptare și de gestionare a riscului administrativ pe care mulți jucători din piețe mai „liniștite” din vestul Europei pur și simplu nu au avut ocazia să o dezvolte. Când intrăm în Grecia, de exemplu, o piață care trece acum prin provocări similare cu ale României de acum câțiva ani, aducem practic un manual de soluții deja testat.
Al doilea avantaj este structura de cost combinată cu nivelul tehnic. Avem echipe de inginerie și management de proiect cu pregătire solidă, costuri de operare mai competitive decât ale unui EPC vest-european echivalent, dar fără compromisuri pe calitatea execuției, lucru esențial într-un domeniu unde bancabilitatea proiectului depinde de calitatea due- diligence-ului tehnic. Practic, oferim un raport calitate-preț greu de egalat de concurenții din Germania sau Franța, fără riscurile pe care le asociem, nejustificat de multe ori, cu furnizorii din piețe emergente.
Al treilea avantaj, mai puțin evident dar la fel de important, este poziționarea geografică și culturală. România e un pod natural între Europa Centrală și Balcani, cu acces relativ ușor logistic către Grecia, Bulgaria sau chiar Ucraina pe termen mediu. Iar echipele noastre au o capacitate mai mare de a naviga complexitatea administrativă și relațională din piețele din sud-estul Europei, un fel de fluență contextuală pe care un jucător din nordul Europei o dobândește mult mai greu și mai lent.
Aș adăuga și un al patrulea element, mai degrabă o consecință a primelor trei: flexibilitatea în structurarea proiectelor. Fiind un EPC integrat, nu doar constructor, putem intra în discuții cu dezvoltatorii locali în etape mai timpurii, propunând soluții tehnice adaptate specificului fiecărei piețe, inclusiv pe partea de BESS, unde expertiza acumulată în România, care are un sistem energetic cu nevoi mari de flexibilitate, se traduce direct în valoare pentru clienți din piețe unde stocarea e încă la început.
Per total, cred că avantajul unei companii ca Waldevar nu e „suntem mai ieftini”, ci „am fost testați într-un mediu mai dur, și asta ne face mai buni parteneri acolo unde piața devine complicată”, iar în energia regenerabilă europeană, complicat devine, din păcate, norma, nu excepția.
România trece printr-un nou val investițional în regenerabile. Unde vedeți piața peste cinci ani?
Cristian Dragomir: Peste cinci ani, cred că vom vorbi despre o piață românească de energie complet diferită structural față de cea de azi. Nu neapărat mai mică sau mai mare ca ambiție, ci organizată după alte principii.
Primul lucru care se va fi schimbat este raportul dintre capacitatea instalată și capacitatea utilizabilă. Astăzi avem un decalaj mare între MW anunțați și MW efectiv puși în funcțiune, tocmai din cauza blocajelor de rețea despre care am vorbit. Peste cinci ani, cred că acest decalaj se va fi redus semnificativ, pe măsură ce mecanismele competitive de alocare a capacității își vor arăta efectele: vom avea mai puține proiecte „fantomă” care blochează rezervări fără perspectivă reală, și un pipeline mult mai curat, mai apropiat de execuție.
Al doilea element, și aici sunt convins că nu greșesc, este centralitatea stocării. Nu mai vorbim de BESS ca o anexă a proiectelor solare, ci de stocare ca infrastructură critică de sine stătătoare, la fel de necesară precum liniile de transport. Cu volatilitatea tot mai mare indusă de ponderea crescândă a solarului în mix, sistemul energetic național pur și simplu nu poate funcționa stabil fără gigawați-oră de stocare distribuită. Cred că vom vedea România devenind unul dintre hub-urile regionale pentru proiecte de stocare stand-alone, nu doar un consumator al acestei tehnologii.
Al treilea element este maturizarea pieței de PPA-uri corporate. Astăzi acest segment e încă incipient în România comparativ cu Spania sau Polonia; peste cinci ani, mă aștept ca un procent semnificativ din capacitatea nouă să fie contractată direct cu consumatori industriali mari, nu doar susținută prin scheme de sprijin de tip CfD. E o tranziție naturală pe măsură ce piața se maturizează și companiile mari din industrie caută predictibilitate de cost pe termen lung.
În fine, cred că vom vedea o consolidare a jucătorilor. Piața de dezvoltare a fost, în ultimii ani, fragmentată de mulți dezvoltatori mici sau mijlocii care au achiziționat terenuri și au inițiat procese de autorizare fără capacitate reală de a duce proiectele până la capăt. Odată cu creșterea cerințelor de bancabilitate și cu presiunea reglementărilor mai stricte pe seriozitatea proiectelor, mă aștept la valuri de fuziuni și achiziții: dezvoltatori mai mici vor fi absorbiți de jucători cu capital și capacitate de execuție, printre care sperăm să ne numărăm și noi, atât ca dezvoltator-EPC, cât și ca potențial cumpărător de proiecte aflate în stadii avansate.
Practic, peste cinci ani, cred că România va fi trecut de la „țara cu potențial regenerabil enorm, dar cu execuție inegală” la „piață matură, cu infrastructură de flexibilitate solidă și un ecosistem de investitori instituționali stabil” cu condiția, evident, ca ritmul reformelor de reglementare și investițiile în rețea să țină pasul cu ambiția proiectelor anunțate. Aici, sincer, rămâne marele semn de întrebare: nu capitalul sau tehnologia sunt limita noastră, ci viteza cu care infrastructura de rețea și cadrul administrativ pot absorbi acest val.
România și-a accelerat investițiile în fotovoltaic. Există riscul unei dezvoltări mai rapide decât capacitatea rețelei de a integra noile proiecte?
Cristian Dragomir: Riscul nu doar există, ci s-a și materializat deja parțial și cred că trebuie să fim onești în privința asta, chiar dacă vorbim ca industrie despre propriul nostru sector.
Cifrele sunt spectaculoase, dar tocmai de aceea trebuie citite cu atenție. Puterea instalată în fotovoltaicele dispecerizabile s-a dublat în doar un an și jumătate, ajungând la 3.840 MW licențiați, la care se adaugă aproximativ 3.700 MW din capacitatea prosumatorilor. Numai anul trecut s-au conectat la rețea 1.284 MW de solar și 357 MW de stocare, cifre care depășesc recordul anului anterior. E o creștere extraordinară, dar tocmai acest ritm a scos la iveală decalajul structural dintre viteza de dezvoltare a proiectelor și viteza de întărire a rețelei.
Discuția publică recentă despre proiectele cu autorizații de racordare care nu se materializează efectiv confirmă exact acest lucru. Am văzut că statul a publicat o listă de aproape 1.400 de companii cu avize tehnice de racordare, însumând peste 80.000 MW planificați, de aproape zece ori mai mult decât necesarul actual al României. Autoritățile susțin că o parte importantă din aceste proiecte sunt speculative; industria, la rândul ei, argumentează, corect în opinia mea, că problema reală nu sunt firmele cu avize, ci faptul că rețeaua electrică nu a ținut pasul cu ritmul investițiilor. Cred că adevărul e undeva la mijloc: da, există proiecte fără intenție reală de implementare care blochează inutil capacitate, dar rădăcina problemei rămâne subinvestiția istorică în rețeaua de transport și distribuție, nu comportamentul dezvoltatorilor per se.
Ce mă îngrijorează mai puțin este capacitatea instalată brută, și mai mult flexibilitatea sistemului la vârfurile de producție solară. Am văzut recent cum, chiar și în episoade de consum ridicat cauzate de valuri de căldură, Transelectrica a fost nevoită să intervină activ pentru a menține rețeaua la capacitate maximă. Asta arată o rețea care operează deja la limită în anumite momente, nu neapărat din lipsă de capacitate totală, ci din lipsă de flexibilitate, exact rolul pe care ar trebui să îl joace stocarea la scară mare.
De aceea cred că soluția nu e încetinirea ritmului de dezvoltare — ar fi o greșeală strategică pentru România, într-un moment în care celelalte piețe europene accelerează — ci corectarea a trei lucruri simultan: filtrarea reală a proiectelor speculative prin garanții financiare mai stricte, exact direcția în care merg reformele ANRE recente; accelerarea investițiilor Transelectrica și ale operatorilor de distribuție în întărirea rețelei, folosind inclusiv fondurile europene disponibile pentru asta; și, nu în ultimul rând, creșterea rapidă a capacității de stocare, care rămâne cea mai eficientă unealtă pentru a absorbi vârfurile de producție solară fără a aștepta ani întregi construcția de linii noi de transport.
Practic, riscul de „prea mult, prea repede” e real, dar cred că e mai corect formulat ca „prea mult, prea repede pentru o rețea care încă recuperează un deficit istoric de investiții”, iar soluția stă în paralelizarea celor două viteze, nu înfrânarea celei mai rapide dintre ele.
Ce investiții considerați că sunt mai urgente decât construirea de noi capacități de producție?
E o întrebare pe care cred că industria ar trebui să și-o pună mai des, pentru că răspunsul sincer nu e cel mai comod: da, există investiții mai urgente decât noile MW de producție, și asta vine chiar din partea unui CEO al cărui business depinde, în ultimă instanță, de construcția de capacități noi.
Prima prioritate, fără discuție, este întărirea și modernizarea rețelei de transport și distribuție. Am construit în România o capacitate de producție regenerabilă impresionantă, dar o parte semnificativă din ea riscă să rămână „hârtie”: proiecte autorizate, chiar finanțate, care așteaptă ani de zile un punct de racordare fezabil. Orice euro investit acum în linii noi de transport, în stații de transformare și în digitalizarea rețelei de distribuție are un efect de multiplicare mult mai mare decât un nou MW de panouri, pentru că deblochează, indirect, zeci de alte proiecte care stau în așteptare.
A doua prioritate este stocarea la scară de sistem, nu doar cea atașată proiectelor individuale. Avem nevoie de capacitate de stocare distribuită strategic în punctele nodale ale rețelei, dimensionată nu neapărat de un dezvoltator privat urmărind randamentul propriului proiect, ci de nevoile reale ale Sistemului Energetic Național, acolo unde congestiile sunt cele mai mari sau unde flexibilitatea lipsește cel mai acut. E o diferență subtilă, dar importantă, față de stocarea „atașată” unui parc solar: una rezolvă o problemă de sistem, cealaltă rezolvă, în primul rând, o problemă de bancabilitate a proiectului respectiv.
A treia prioritate, mai puțin vizibilă dar esențială, este digitalizarea și predictibilitatea operațională a rețelei: sisteme moderne de dispecerizare, monitorizare în timp real a fluxurilor și instrumente care permit operatorilor de rețea să gestioneze dinamic congestiile, în loc să aloce capacitate static, pe bază de rezervări istorice. O rețea „inteligentă” poate absorbi cu 20-30% mai multă capacitate regenerabilă decât aceeași infrastructură fizică operată static, fără să mai fie nevoie de investiții majore în cupru și oțel.
Aș adăuga și un al patrulea element, mai instituțional: investiția în capacitatea administrativă a autorităților implicate: ANRE, Transelectrica, operatorii de distribuție. Multe dintre blocajele pe care le vedem nu sunt neapărat tehnice, ci țin de capacitatea limitată de procesare a unui volum masiv de cereri, studii de soluție și autorizații, într-un timp rezonabil. E o investiție în oameni și proceduri, nu în infrastructură fizică, dar impactul asupra vitezei de dezvoltare a pieței este la fel de mare.
Practic, cred că ordinea corectă de prioritate pentru următorii ani ar trebui să fie: rețea, flexibilitate, digitalizare, capacitate instituțională și abia apoi noi MW de producție. Nu pentru că nu mai avem nevoie de capacitate nouă, ci pentru că fără aceste patru investiții, capacitatea deja construită sau aflată în pipeline riscă să rămână subutilizată, ceea ce ar fi, practic, cea mai costisitoare formă de ineficiență pentru o economie care are nevoie disperată de energie curată și competitivă.
În ce măsură bateriile vor deveni obligatorii pentru viitoarele investiții în regenerabile?
Cristian Dragomir: Cred că, într-un orizont de câțiva ani, stocarea va trece de la „recomandată” la „obligatorie de facto”, chiar dacă nu neapărat prin lege pentru toate segmentele, ci prin logica economică și de reglementare a sistemului.
Semnalele sunt deja vizibile la nivel de reglementare, chiar dacă până acum vin mai ales din zona rezidențială. Noua lege a prosumatorilor prevede că cei cu panouri fotovoltaice care injectează energie în rețea vor fi nevoiți să instaleze baterii de stocare până la sfârșitul anului 2030, moment după care se elimină compensarea 1:1 din factură. Motivul e simplu și ține direct de sănătatea sistemului: prosumatorii vor plăti dezechilibrele pe care le produc în Sistemul Energetic Național, costuri care până acum erau suportate colectiv, prin facturile tuturor consumatorilor. Practic, statul spune: dacă vrei să te comporți ca producător de energie, trebuie să-ți asumi și responsabilitatea de a-ți gestiona propriul profil de injecție, iar bateria e principalul instrument pentru asta.
La nivel utility-scale, unde activează Waldevar, obligativitatea nu vine neapărat printr-o lege explicită de tip „orice parc peste X MW trebuie să aibă stocare”, ci printr-o presiune mult mai eficientă, cea a bancabilității și a accesului la rețea. Un proiect solar de sine stătător, fără flexibilitate atașată, devine tot mai greu de finanțat pe măsură ce piața de echilibrare devine mai volatilă, iar operatorii de rețea preferă, la alocarea capacității, proiectele care aduc și o componentă de stocare. Practic, stocarea devine o condiție implicită de competitivitate, nu una impusă administrativ, dar efectul practic e similar.
Aș adăuga și un aspect structural: chiar autoritățile tratează deja stocarea ca infrastructură de sistem, nu ca opțiune individuală a dezvoltatorului. Noile scheme de sprijin dedicate exclusiv BESS stand-alone, alături de regulile recente privind participarea capacităților de stocare la piețele angro, arată o direcție clară: statul vrea mai multă stocare în sistem și e dispus să o stimuleze activ, tocmai pentru că vede în ea soluția structurală, nu doar un moft tehnologic al dezvoltatorilor mai sofisticați.
La Waldevar, ne-am poziționat din timp pe acest trend. Practic, azi, aproape orice proiect nou pe care îl structurăm are componentă de stocare integrată încă din faza de proiectare, nu adăugată ulterior. Cred că, peste trei-patru ani, vom privi înapoi la un proiect solar fără nicio formă de flexibilitate atașată la fel cum privim azi la o clădire nouă fără izolație termică: tehnic posibil, dar din ce în ce mai greu de justificat economic sau reglementar.
Cum apreciați efectul Contractelor pentru Diferență (CfD) asupra investițiilor în energie verde? Dar PPA?
Cristian Dragomir: Aș spune că CfD-ul a fost, până acum, cea mai reușită intervenție de reglementare din ultimii ani pentru deblocarea investițiilor bancabile în România, iar cifrele confirmă asta. În doar două runde de licitație, schema a alocat circa 4,3 GW de capacitate, 1,53 GW în prima rundă și 2,75 GW în a doua, finanțate din aproximativ 3 miliarde EUR proveniți din Fondul pentru Modernizare. Iar prețurile rezultate au fost, sincer, mai bune decât se aștepta piața la momentul lansării schemei: 40,35 EUR/MWh pentru solar și 73,89 EUR/MWh pentru eolian în a doua rundă, niveluri care poziționează România foarte competitiv față de alte piețe din regiune. Practic, CfD-ul a rezolvat exact problema pe care o semnalam mai devreme legat de bancabilitate: fără o oarecare predictibilitate pe termen lung a veniturilor, multe proiecte solare și eoliene din România ar fi rămas „nebancabile” pentru investitorii internaționali care nu au un conglomerat în spate să le absoarbă riscul de preț.
Ce apreciez în mod particular la mecanism e caracterul bidirecțional: nu doar garantează un preț minim producătorului atunci când prețul pieței scade sub pragul contractat, ci și restituie diferența către consumatori atunci când prețul pieței depășește pragul. E un mecanism mult mai echilibrat decât schemele clasice de sprijin, pentru că decuplează veniturile proiectelor regenerabile de volatilitatea prețurilor combustibililor fosili, fără să transforme producătorul într-un beneficiar pe termen nelimitat al unor prețuri artificial de mari.
Dincolo de asta, faptul că Ministerul Energiei continuă licitațiile, a treia rundă, dedicată eolianului onshore, e deja în desfășurare, cu obiectivul declarat de a ajunge la 10 GW prin 2030, dă un semnal foarte important de continuitate. Pentru noi, ca EPC, predictibilitatea calendarului de licitații contează aproape la fel de mult ca și condițiile financiare ale schemei, pentru că ne permite să planificăm pipeline-ul de execuție pe termen mediu.
Cât despre PPA, acolo vedem maturizarea cea mai interesantă a pieței în ultimul an. Un fapt relevant: peste 1.200 MW de capacitate solară au rămas nealocate în ultima rundă CfD, exact pentru că nu toate proiectele bune se încadrează în plafoanele licitației, iar aceste proiecte se îndreaptă acum natural către piața de PPA corporate. E un semn sănătos care arată că piața nu mai depinde exclusiv de sprijinul de stat pentru a fi bancabilă, ci începe să funcționeze și pe bază de contracte comerciale directe cu consumatori industriali mari.
Diferența practică între cele două, din perspectiva noastră de EPC, e următoarea: CfD-ul oferă stabilitate maximă și accesibilitate mai mare pentru dezvoltatori mai mici sau mai puțin sofisticați financiar, dar vine cu plafoane de capacitate și cu un proces competitiv de licitație. PPA-ul oferă flexibilitate mai mare de structurare: durată, preț, indexare și permite proiecte de dimensiuni mai mari sau mai specifice, dar cere un off-taker credibil și o capacitate mai mare de negociere și structurare juridică din partea dezvoltatorului. La Waldevar, tratăm cele două ca instrumente complementare, nu concurente: CfD pentru proiectele unde predictibilitatea e prioritatea investitorului, PPA pentru proiectele hibride mai mari, unde componenta de BESS ne dă oricum o flexibilitate suplimentară de negociere cu off-takerii industriali.
Per total, cred că 2026 marchează exact momentul în care piața românească a regenerabilelor a trecut de la „dependentă de sprijin de stat” la „mix matur între sprijin public și contractare comercială” și ăsta e, în opinia mea, cel mai clar semn de maturizare pe care îl putem arăta investitorilor internaționali.
Ce rol vor avea prosumatorii în noul sistem energetic?
Cristian Dragomir: Cred că prosumatorii vor trece, în următorii ani, de la statutul de „anexă simpatică” a sistemului energetic la cel de componentă structurală a lui și cifrele arată deja această tranziție. România a depășit deja 300.000 de prosumatori activi, cu o estimare oficială de aproape 400.000 până la finalul acestui an, iar investiția privată cumulată în acest segment depășește 2,2 miliarde de euro. Nu mai vorbim despre un fenomen marginal, ci despre o forță de producție descentralizată comparabilă, ca volum, cu proiecte majore de generație centralizată.
Ce se schimbă fundamental este natura relației dintre prosumator și sistem. Până acum, prosumatorul era tratat, în mare parte, ca un mic producător pasiv: injecta surplus în rețea, primea compensare, iar restul sistemului absorbea consecințele variabilității acelei producții. Noul cadru legislativ, prin conceptul de „client activ”, schimbă radical această paradigmă: prosumatorul devine un participant care produce, stochează, eventual partajează energie cu alți consumatori și, din ce în ce mai mult, își asumă responsabilitatea propriului profil de injecție în sistem, inclusiv, cum am discutat, prin obligația de a instala baterii până în 2030 și prin plata dezechilibrelor pe care le generează.
Acest lucru are un efect dublu. Pe de o parte, presiunea asupra prosumatorilor individuali de a investi în stocare va accelera masiv piața locală de BESS rezidențial și comercial mic — deja vedem un ritm de peste 10.000 de instalări lunare de baterii la nivel de prosumatori, o cifră care, cumulată, depășește deja capacitatea de stocare instalată de marile companii energetice din România. E un semnal foarte puternic: democratizarea stocării se întâmplă mai rapid la nivel descentralizat decât la nivel de proiecte mari, tocmai pentru că bariera de intrare e mult mai mică.
Pe de altă parte, conceptul de comunități energetice, introdus și consolidat prin noile reglementări ANRE, deschide un rol complet nou pentru prosumatori: acela de furnizori colectivi de flexibilitate către operatorii de rețea. O comunitate de prosumatori care își pune la comun capacitățile de stocare nu mai e doar un grup de consumatori care își reduc factura, ci devine, practic, o mică centrală virtuală, capabilă să ofere servicii de echilibrare la nivel local. Cred că acesta este rolul cel mai interesant pe care îl vor juca prosumatorii peste cinci ani: nu producători individuali izolați, ci noduri într-o rețea descentralizată de flexibilitate, agregate fie prin comunități energetice, fie prin agregatori comerciali.
Din perspectiva unui EPC ca Waldevar, activ mai ales pe segmentul utility-scale, prosumatorii nu sunt concurență, ci un fenomen complementar care validează exact teza noastră de business: viitorul sistemului energetic românesc nu se construiește doar din MW mari și centralizați, ci dintr-un mix între generație mare, hibridă cu stocare, și o bază tot mai solidă de generație distribuită, flexibilă și responsabilizată financiar. Cu cât prosumatorii devin mai activi și mai integrați în piață, cu atât nevoia de infrastructură inteligentă de rețea și de soluții de agregare crește, iar acolo vedem noi oportunități de dezvoltare, nu o amenințare la adresa modelului nostru clasic de proiecte mari.
WALDEVAR investește și în fotovoltaice plutitoare. Cât de mare este potențialul acestei tehnologii în România?
Cristian Dragomir: Potențialul e mult mai mare decât realizează majoritatea oamenilor, și tocmai de aceea am decis să mergem dincolo de rolul clasic de dezvoltator-EPC și să intrăm inclusiv în producția de componente pentru acest segment.
România este a doua țară din Europa ca suprafață de luciu de apă, după Olanda, un activ practic neexploatat energetic până acum. Vorbim de lacuri de acumulare hidroenergetice, iazuri industriale rezultate din activități miniere, rezervoare de apă și canale de irigații, suprafețe care nu concurează cu terenul agricol, atât de disputat și de scump în prezent, și care aduc un avantaj tehnic real: apa răcește panourile, iar studiile arată creșteri de randament energetic de 5-15% față de sistemele montate pe sol. Doar la nivelul lacurilor de acumulare hidrotehnice existente, estimările interne ale sectorului indică un potențial de peste 800 MW, folosind doar 5% din suprafețele disponibile, și asta fără a lua în calcul iazurile industriale sau alte suprafețe acvatice neexploatate.
Noi am pornit deja construcția primului proiect de acest tip din România, „Nufărul”, dezvoltat împreună cu Hidroelectrica pe lacul de acumulare de la Ipotești, o capacitate de 10 MW, cu o producție estimată de aproximativ 13,4 GWh anual. Ce mă bucură cel mai mult e că acest proiect-pilot a validat deja modelul: Hidroelectrica pregătește acum extinderea conceptului pe alte patru lacuri de acumulare de pe Oltul Inferior, cu o capacitate suplimentară de 90 MW, însoțită de o componentă masivă de stocare: 200 MW putere și 800 MWh capacitate în baterii asociate direct acestor centrale fotovoltaice plutitoare. Practic, vedem confirmarea exact a tezei noastre: floating solar și BESS formează un cuplu natural, mai ales atunci când sunt amplasate lângă infrastructură hidroenergetică deja existentă, unde conectarea la rețea e mult mai simplă și mai ieftină.
Convingerea noastră despre potențialul acestei tehnologii a mers, de altfel, dincolo de dezvoltare și execuție. Am decis să construim o fabrică proprie de structuri plutitoare în Tunari, lângă București — prima de acest fel din Europa, cu o capacitate de producție de 600 MW anual. Motivul e simplu: toate fabricile actuale de sisteme floating sunt în Asia, iar aceste structuri sunt extrem de voluminoase, practic „transporți aer” atunci când le aduci din China sau India. Localizarea producției în România reduce semnificativ costurile logistice și ne poziționează ca hub regional pentru această tehnologie, nu doar pentru piața locală, ci pentru toată Europa.
Cred că floating solar nu va înlocui niciodată parcurile clasice montate la sol, potențialul de suprafață pur și simplu nu se compară, dar va deveni un segment complementar esențial, mai ales acolo unde presiunea pe terenul agricol e mare și unde există deja infrastructură hidroenergetică ce poate fi partajată eficient. Pentru o țară ca România, cu un bazin hidrografic atât de generos, cred că am fi ratat o oportunitate uriașă dacă nu am fi valorificat această resursă și de aceea am ales să fim, cred, printre primii care demonstrează la scară reală, nu doar la nivel de proiect-pilot, viabilitatea acestei tehnologii în regiune.
Inteligența artificială începe să fie utilizată în proiectarea și operarea parcurilor fotovoltaice. Cum va schimba aceasta industria?
Cristian Dragomir: Cred că AI-ul va schimba industria noastră pe trei paliere distincte: proiectare, construcție și operare, dar impactul cel mai mare, cel puțin pe termen scurt, îl văd în ultimele două.
În proiectare, folosim deja instrumente de optimizare bazate pe algoritmi pentru dimensionarea și amplasarea panourilor, layout-uri care maximizează producția anuală ținând cont de topografie, umbrire, orientare și, din ce în ce mai mult, de integrarea cu componenta de stocare. Ce era acum câțiva ani un proces manual, bazat pe iterații succesive ale unui inginer, se face acum în minute, cu simulări care testează sute de configurații și aleg soluția optimă din perspectiva raportului CAPEX-producție. Pentru un EPC ca noi, asta înseamnă cicluri de dezvoltare mai scurte și oferte mai competitive către clienți, pentru că putem optimiza cu mai multă precizie încă din faza incipientă a proiectului.
În construcție, folosim tot mai mult drone și analiză de imagine bazată pe AI pentru monitorizarea progresului șantierului, comparăm automat stadiul real cu planul de execuție, identificăm devieri sau întârzieri mult mai rapid decât prin inspecții manuale clasice. Pentru proiecte de zeci sau sute de hectare, cum sunt multe dintre parcurile pe care le construim, asta reprezintă o diferență semnificativă de eficiență și de control al calității.
Dar cred că impactul cel mai transformator vine în operare, mai ales pe măsură ce portofoliile devin hibride — solar plus stocare. Aici AI-ul nu mai e doar un instrument de eficiență, ci devine literalmente motorul valorii economice a activului. Vorbim de algoritmi predictivi care anticipează producția pe baza datelor meteo și decid, în timp real, când să încarci sau să descarci bateria — arbitraj energetic automatizat, participare optimizată la piața de echilibrare, mentenanță predictivă bazată pe analiza tiparelor de degradare ale invertoarelor sau modulelor, înainte ca o defecțiune să devină vizibilă printr-o scădere de producție. La un parc hibrid PV+BESS, diferența de venit anual între o operare „statică”, bazată pe reguli fixe, și una optimizată dinamic prin AI poate fi de ordinul multe procente: bani reali, nu doar eficiență teoretică.
Cred, de asemenea, că AI-ul va schimba și modul în care structurăm proiectele din perspectiva investitorilor. Un activ care poate demonstra, prin istoricul de operare, o capacitate de optimizare algoritmică validată devine mai ușor de finanțat, pentru că reduce incertitudinea asupra veniturilor viitoare, exact genul de argument pe care fondurile de infrastructură îl caută atunci când evaluează bancabilitatea unui proiect.
La Waldevar, am investit intern tocmai în această direcție: capabilități de digitalizare a operării, monitorizare predictivă, optimizare de dispecerizare pentru portofoliul nostru hibrid, pentru că suntem convinși că, peste câțiva ani, diferența dintre EPC-uri nu va mai sta doar în calitatea execuției fizice, ci și în cât de sofisticat poți opera activele odată puse în funcțiune. Practic, industria trece de la „cine construiește mai bine și mai ieftin” la „cine extrage cea mai multă valoare din fiecare MW instalat”, iar AI-ul e instrumentul central al acestei tranziții.
Aș adăuga o notă de prudență, totuși: AI-ul optimizează operarea unui activ bine construit, dar nu compensează o execuție tehnică deficitară sau o proiectare greșită de la bază. Cred că cel mai mare risc pentru industrie ar fi să tratăm digitalizarea ca pe un substitut pentru rigoare inginerească, în loc de un multiplicator al ei.
În ultimii doi ani au existat perioade cu prețuri foarte mici sau chiar negative pe piața energiei. Cum afectează acest fenomen deciziile investitorilor?
Cristian Dragomir: Fenomenul e real, s-a accelerat rapid și cred că a devenit, practic peste noapte, unul dintre cele mai importante criterii de structurare a unui proiect nou, poate chiar mai important decât locația sau costul de capital.
Cifrele vorbesc de la sine: am avut deja, în 2026, zile cu trei zile consecutive de prețuri negative sau practic zero timp de șase ore zilnic pe piața spot, pe fondul unei explozii a capacității fotovoltaice instalate. Am văzut chiar recorduri de producție solară instantanee de peste 2.000 MW, reprezentând aproximativ o treime din producția națională la ora respectivă, urmate imediat de primele ore cu preț negativ din acel an. Nu mai vorbim de un fenomen ocazional, de curiozitate statistică. Analiștii chiar avertizează că 2026 va bate numărul de ore cu prețuri negative pe piața pentru ziua următoare, ceea ce va pune presiune directă pe profitabilitatea producătorilor regenerabili.
Efectul asupra deciziilor de investiție e dublu, și cred că e important să distingem cele două paliere.
Primul e efectul de „canibalizare a prețului”, fenomenul prin care, exact în orele cu soare maxim, când toate parcurile solare produc simultan, prețul pe piață se prăbușește, uneori sub zero. Practic, un proiect solar clasic, fără flexibilitate, riscă să vândă cea mai mare parte a producției sale exact în intervalul orar cel mai prost plătit. Asta schimbă fundamental modul în care evaluăm un business case: nu te mai poți uita doar la producția anuală estimată în MWh, trebuie să analizezi profilul orar al veniturilor și acolo diferența dintre un proiect bine structurat și unul mediocru poate fi de zeci de procente în venituri reale.
Al doilea efect, mult mai important pentru noi ca dezvoltator, este că acest fenomen a transformat stocarea dintr-un „nice to have” într-un instrument de protecție a marjei. Un parc cu BESS poate stoca exact energia produsă în orele de preț negativ sau foarte scăzut și o poate vinde seara, când prețul e mult mai mare. Practic, transformă o problemă structurală a pieței într-o sursă suplimentară de venit. Din acest motiv, la Waldevar, aproape orice proiect nou pe care îl structurăm are deja componenta de stocare integrată din faza de proiectare, nu ca adaos ulterior — pentru că fără ea, riscul de venit al unui proiect solar clasic a crescut vizibil în ultimii doi ani.
Din perspectiva investitorilor cu care lucrăm, văd trei reacții distincte. Fondurile mai conservatoare, orientate spre predictibilitate, se orientează tot mai mult spre proiecte acoperite de CfD, tocmai pentru că schema absoarbe o parte din acest risc de preț prin mecanismul bidirecțional. Investitorii mai sofisticați, cu apetit pentru optimizare activă, preferă proiectele hibride cu BESS, unde pot capta valoare suplimentară exact din volatilitatea prețului. Iar segmentul de PPA corporate devine atractiv tocmai pentru cei care vor să evite complet expunerea la prețul spot, negociind direct cu un consumator industrial un preț fix pe termen lung, indiferent de ce se întâmplă la prânz pe piața zilei următoare.
Cred, per total, că fenomenul prețurilor negative nu e o amenințare existențială pentru sectorul regenerabil. E, mai degrabă, un semnal matur al pieței că am trecut de faza „orice MW nou e binevenit necondiționat” la faza „calitatea și flexibilitatea proiectului contează la fel de mult ca și capacitatea instalată.” Pentru un EPC integrat ca noi, care poate livra proiecte hibride de la bun început, e, de fapt, un avantaj competitiv. Pentru dezvoltatorii care insistă pe modelul solar clasic, fără nicio formă de flexibilitate, cred că următorii ani vor fi din ce în ce mai grei.
Cum influențează scăderea prețurilor panourilor fotovoltaice rentabilitatea noilor proiecte?
Cristian Dragomir: E o întrebare interesantă pentru că răspunsul corect, la mijlocul lui 2026, nu mai este pur și simplu „le crește rentabilitatea”. Trebuie să facem o distincție clară între ultimul deceniu și momentul actual, pentru că exact acum trecem printr-o schimbare de paradigmă.
Privind în urmă, efectul scăderii de preț a fost, evident, esențial pentru boom-ul regenerabilelor la nivel global. Am asistat la o scădere de aproximativ 50-55% a prețului per watt-peak între 2020 și 2026, alimentată de expansiunea masivă a capacității de producție chineze, tranziția la celule N-Type și creșterea puterii per panou. Pentru un EPC ca noi, asta a însemnat cicluri investiționale din ce în ce mai atractive: costul de capital per MW a scăzut constant, ceea ce a permis proiecte viabile chiar și în zone cu iradiere solară mai modestă sau cu costuri de conectare mai ridicate.
Însă exact în acest moment, la mijlocul lui 2026, trăim un punct de inflexie important: era prețurilor în scădere continuă pare să se fi încheiat, cel puțin pe termen scurt. China a eliminat complet, începând cu 1 aprilie 2026, rambursările de TVA la exportul componentelor fotovoltaice, un mecanism care a susținut ani de zile prețurile scăzute la nivel global. Estimările indică scumpiri de 5-9% doar din acest motiv, la care se adaugă o presiune suplimentară venită din creșterea spectaculoasă a prețului argintului, materie primă esențială pentru contactele electrice ale celulelor solare, care a crescut cu peste 130% într-un an. Practic, pentru prima dată după un deceniu de scădere aproape constantă, vedem prețurile modulelor mișcându-se în direcția opusă.
Ce înseamnă asta pentru rentabilitatea proiectelor noastre? Pe termen scurt, un anumit impact asupra CAPEX-ului este inevitabil. Vorbim de creșteri de câteva procente la nivel de componentă, care, la scara unui proiect de zeci de MW, se traduc în milioane de euro suplimentari. Dar aș nuanța acest lucru din trei perspective.
Prima: componenta de module reprezintă doar o parte din CAPEX-ul total al unui proiect utility-scale, restul fiind structuri de montaj, invertoare, lucrări civile, racordare și, tot mai frecvent, componenta de stocare. O creștere de 5-9% la nivel de modul nu se traduce automat într-o creștere similară la nivelul întregului proiect.
A doua: prețurile rămân, chiar și cu aceste ajustări, cu aproximativ 50% mai mici decât acum șase ani. Vorbim de o corecție, nu de o revenire la nivelurile istorice. Rentabilitatea proiectelor solare rămâne structural superioară față de acum un deceniu, chiar dacă marja de îmbunătățire continuă s-a redus.
A treia, și cea mai importantă din perspectiva noastră strategică: acest moment de tranziție creează, paradoxal, un avantaj pentru dezvoltatorii care au acționat rapid și și-au asigurat contracte de aprovizionare înainte de 1 aprilie, precum și pentru cei care, ca Waldevar, investesc în producție locală de componente, exact motivul pentru care am decis să construim fabrica de structuri floating în România, nu doar pentru avantajul logistic, ci și pentru a reduce expunerea la volatilitatea lanțului de aprovizionare asiatic.
Cred că efectul pe termen mediu al acestei schimbări va fi o presiune suplimentară pe rigoarea proiectării. Atunci când costul echipamentului nu mai scade automat de la un an la altul, diferența de rentabilitate dintre proiecte se va face tot mai mult prin calitatea execuției, optimizarea layout-ului, componenta de stocare bine dimensionată și eficiența operațională, nu doar prin costul brut al panourilor. Practic, industria intră într-o fază mai matură, unde valoarea nu mai vine din „panouri din ce în ce mai ieftine”, ci din capacitatea de a extrage maximum de eficiență dintr-un cost de echipament relativ stabilizat.
Ce impact au costurile de finanțare asupra proiectelor regenerabile?
Cristian Dragomir: E, poate, factorul cel mai des subestimat de publicul larg atunci când discutăm despre rentabilitatea unui proiect regenerabil pentru că, spre deosebire de prețul panourilor sau de tariful de vânzare a energiei, costul de capital acționează silențios, dar cu efect compus pe toată durata de viață a proiectului.
Pentru un proiect utility-scale, structura tipică de finanțare implică o pondere semnificativă de datorie — 60-80% din CAPEX, în funcție de profilul de risc și de tipul de contract de vânzare a energiei. La astfel de niveluri de îndatorare, chiar și o diferență de 1-1,5 puncte procentuale la dobândă se traduce, pe durata unui credit de 12-15 ani, într-un impact direct asupra pragului de rentabilitate. Practic, poate face diferența între un proiect care se califică pentru finanțare bancară și unul care rămâne doar pe hârtie.
În România, dobânzile la creditele verzi variază destul de larg, între aproximativ 5,3% și 15,4%, în funcție de bancă, sumă, garanții și profilul de risc al proiectului, un interval considerabil, care arată cât de mult contează structurarea corectă a dosarului și credibilitatea sponsorului. Proiectele mari, susținute de instituții de dezvoltare precum BEI sau BERD, ajung la condiții mult mai favorabile decât cele accesate exclusiv prin bănci comerciale locale. De exemplu, un împrumut recent de 175 milioane de euro acordat de BERD unui producător regional pentru aproximativ 400 MW de capacitate eoliană și solară în România, Grecia și Bulgaria arată exact acest tip de finanțare structurată, cu costuri mult mai competitive decât ar obține un dezvoltator mediu direct de la o bancă comercială.
Aici intervine, cred, unul dintre cele mai importante roluri ale unui EPC integrat ca Waldevar: capacitatea de a structura proiectul astfel încât să fie atractiv pentru finanțatori instituționali, nu doar pentru bănci comerciale locale. Un proiect cu due diligence tehnic riguros, cu componentă CfD sau PPA solidă și cu execuție dovedită prin track record reduce semnificativ percepția de risc a finanțatorului și, implicit, costul de capital. Practic, calitatea developmentului tehnic se traduce direct în cost de finanțare mai mic, nu doar în execuție mai bună.
Un aspect suplimentar, relevant în contextul actual: costul de finanțare interacționează direct cu toate celelalte teme discutate până acum: CfD-ul reduce percepția de risc de venit, ceea ce coboară automat costul datoriei; componenta de BESS, tratată corect, poate reduce volatilitatea veniturilor și îmbunătăți profilul de credit al proiectului; iar creșterea recentă a costurilor de echipament, despre care am vorbit, se combină cu un cost de capital care rămâne relativ ridicat comparativ cu perioada 2020-2021, când ratele de referință erau aproape de zero. Practic, dezvoltatorii de azi operează într-un mediu mai scump atât pe partea de CAPEX, cât și pe cea de finanțare, motiv suplimentar pentru care execuția tehnică impecabilă și structurarea financiară inteligentă contează mai mult ca oricând.
Aș adăuga o observație practică: pentru investitorii instituționali mari, cu acces la costuri de capital mai mici, acest context devine de fapt un avantaj competitiv. Ei pot achiziționa sau dezvolta proiecte la costuri de finanțare mult mai bune decât un dezvoltator mediu, ceea ce alimentează exact tendința de consolidare a pieței despre care vorbeam mai devreme. Cred că, în următorii ani, accesul la capital ieftin va deveni un diferențiator la fel de important ca accesul la teren sau la capacitate de rețea.
Cum vedeți competiția dintre energia fotovoltaică, eoliană și cea nucleară în următorii 15 ani?
Cristian Dragomir: Aș reformula puțin premisa întrebării: cred că, în România cel puțin, discuția corectă nu e despre competiție, ci despre complementaritate structural. Și cred sincer asta, nu doar pentru că sunt CEO-ul unui EPC regenerabil.
Nuclearul românesc trece printr-un moment de accelerare fără precedent. Avem în paralel două direcții majore: finalizarea Unităților 3 și 4 de la Cernavodă, care ar adăuga aproximativ 1.400 MW de capacitate stabilă — peste 10% din consumul național — la un cost estimat de 7-9 miliarde de dolari și cu punere în funcțiune realistă abia după 2031-2032; și proiectul reactoarelor modulare mici de la Doicești, care a primit decizia finală de investiție în februarie 2026, cu o capacitate țintă de 462 MW și o poziționare a României ca prima țară din Europa care implementează comercial tehnologia SMR. Sunt investiții enorme, de miliarde de dolari, cu orizonturi de execuție de un deceniu sau mai mult.
Diferența fundamentală față de solar și eolian nu e neapărat costul pe MWh — nuclearul produce, de altfel, la costuri de producție foarte competitive — ci profilul de risc, timpul de execuție și tipul de valoare pe care îl aduce sistemului. Nuclearul oferă bază constantă, stabilă, 24/7, indiferent de vreme, exact genul de flexibilitate „lentă” pe care solarul și eolianul nu o pot oferi niciodată, oricât de mult BESS ai adăuga. În schimb, regenerabilele oferă viteză de execuție incomparabil mai mare — un parc solar de 50 MW se construiește în 12-18 luni, față de un deceniu pentru un reactor nuclear — și un cost de capital per MW mult mai accesibil pentru un spectru mai larg de investitori.
De aceea cred că, peste 15 ani, vom avea în România un mix energetic care se bazează simultan pe toate trei, nu pe unul care „câștigă” în detrimentul celorlalte. Nuclearul va rămâne coloana vertebrală stabilă a sistemului, baza pe care se poate construi predictibil securitatea energetică națională. Solarul și eolianul vor continua să crească rapid ca volum, pentru că sunt singurele tehnologii capabile să adauge zeci de GW în timp util pentru a susține atât creșterea cererii, cât și țintele de decarbonizare. Iar stocarea, componenta pe care noi o tratăm ca esențială, va fi liantul care face ca aceste două lumi să funcționeze împreună fără să se canibalizeze reciproc, exact fenomenul de care vorbeam legat de prețurile negative.
Cred, de altfel, că cele două domenii se vor sprijini reciproc mai mult decât se anticipează acum. Un sistem cu bază nucleară solidă poate absorbi mult mai ușor volatilitatea regenerabilelor, pentru că nu mai depinde de centrale pe gaz sau cărbune pentru echilibrare, iar un sistem cu suficientă capacitate regenerabilă și stocare reduce presiunea pe nuclear de a acoperi vârfurile de consum, permițându-i să opereze la capacitate constantă, exact regimul în care e cel mai eficient.
Riscul real, din perspectiva mea, nu e „nuclear versus regenerabile”, ci calendarul de execuție. Dacă proiectele nucleare întârzie semnificativ față de 2032, așa cum s-a întâmplat cu proiecte similare la nivel european — vezi cazul Olkiluoto-3 în Finlanda, care a depășit bugetul inițial de trei ori — presiunea va cădea integral pe regenerabile și stocare pentru a acoperi golul, ceea ce ar accelera și mai mult cererea pentru exact tipul de proiecte pe care le dezvoltăm noi. Din acest motiv, la Waldevar urmărim îndeaproape evoluția programului nuclear nu ca pe o amenințare competitivă, ci ca pe un indicator direct al vitezei cu care trebuie să livrăm noi capacitate regenerabilă și flexibilitate în sistem.
| Știri BVB