Update articol:
EXCLUSIV

Adrian Borotea: Investiţia în regenerabile: 800.000-900.000/MW instalat pentru proiecte mici, ajungând până la 700.000 euro/MW instalat pentru proiecte mari  

  • “Regenerabilele reduc presiunea asupra prețurilor energiei electrice, în special iarna, pentru că atunci vântul bate din belșug și putem oferi 30 – chiar 40% din consumul de energie doar din energie eoliană care este foarte ieftină”

  • “Probabil că la anul vom vedea, din nou, primele capacități pe regenerabile, puse în funcțiune după 2016”

  • “Zonele propice pentru regenerabile – Dobrogea, Moldova și Banatul”.

  • ANRE spune că, dacă nu ar fi fost energia eoliană, prețul energiei electrice ar fi fost cu 30% mai scumpă.

  • Interviu cu Adrian Borotea, vicepreşedinte al Consiliului Director RWEA

 

Reporter: Cum apreciați investiţiile în zona de regenerabile în acest an în România, comparativ cu anii precedenți?

Adrian Borotea: Avem capacități instalate, ultimele dintre ele au fost puse în funcțiune la finalul anului 2016. Odată cu sistarea acreditării centralelor regenerabile, în general, și a celor eoliene, în special, nu au mai fost investiții noi până acum – ne-am oprit undeva la 3000 MW instalați în energie eoliană.

Acum avem o presiune venită dinspre Bruxelles, de la Comisia Europeană, de a crește țintele de energie regenerabilă pentru 2030 și mai departe. Aici avem, pe lângă Green Deal, pachetul Fit for 55, tradus în Planul Național pentru Energie și Schimbări Climatice care a fost aprobat pe 4 octombrie prin Ordonanță de Urgență, prin care a crescut ținta de regenerabile pentru 2030 de la 30,7% la 33%.

Sigur că această ţintă, potențialul natural, cadrul legislativ și presiunea pentru energie regenerabilă se vor întâlni în proiecte noi care sunt în diverse faze, de la dezvoltare până la obținerea de avize și chiar început de construcție. Probabil că la anul vom vedea, din nou, primele capacități puse în funcțiune după 2016.

Partea bună este că regenerabilele reduc presiunea asupra prețurilor energiei electrice, în special iarna, pentru că atunci vântul bate din belșug și putem oferi 30 – chiar 40% din consumul de energie doar din energie eoliană care este foarte ieftină. Chiar ANRE a recunoscut asta în mod oficial.

Pe de altă parte, ştim cu toții că certificatele verzi se acumulează, există un fond destul de mare de certificate verzi, iar cele care se vând se vând la prețul minim.

În plus, prețul energiei pe diverse piețe a crescut în ultima vreme, însă în aceeași măsură sau într-o măsură mai mare, din luna februarie, prin implementarea acelui 15 minute interval de decontare pe piața de echilibrare, costurile cu dezechilibrele au crescut foarte mult.

Şi atunci sunt plusuri şi minusuri.

Investițiile în centralele eoliene se recuperează între 25 și 30 de ani – vorbim de o perioadă lungă, și fiecare plus sau minus are impact asupra acestei perioade de recuperare.

Așteptăm cu mare interes și fondurile europene mult anunțate, care, pe de o parte, ar trebui să participe la construcția de centrale noi regenerabile (energie eoliană, energie solară etc), și de cealaltă parte să se întărească rețelele, în special cele de transport al energiei electrice, astfel încât să poată prelua o capacitate mai mare de la centrale eoliene noi.

Reporter: Sunt voci care spun că Uniunea Europeană s-a grăbit cu tranziţia verde, că regenerabilele nu pot compensa energia pe cărbune. Care este opinia dvs?

Adrian Borotea: Ca întotdeauna părerile sunt împărțite. Unii spun că tranziția către energia verde a venit prea repede, alții spun că a întârziat foarte mult. Fiecare își evaluează adevărul propriu.
Această tranziţie nu se face peste noapte.
Reducerea capacităților instalate pe cărbune s-a negociat și, de exemplu, România are o reducere graduală până în 2032. Nu este o tranziție peste noapte și în aceeași măsură ar trebui să apară capacități noi, care să le înlocuiască pe cele vechi și care sunt mai ieftine. Energia eoliană și chiar cea solară, nefiind pe deplin predictibile, au nevoie de servicii de sistem – o centrală care să rămână cumva în așteptare şi să intre în funcțiune imediat ce vântul nu mai bate sau soarele pălește.

În ultimii doi ani, România s-a transformat dintr-o ţară net exportatoare de energie într-o ţară net importatoare și, pe perioade mari de timp, importăm energie electrică la preţuri din celelalte pieţe cu care suntem interconectați. În plus, la centralele pe cărbune, tona de dioxid de carbon care se adaugă costului energiei electrice din centralele respective a crescut de la 25- 30 de euro, anul trecut, la 70 – 80 de euro anul acesta, practic s-au cam triplat.

Toate acestea fac la centralele marginale, adică cele care stabilesc prețul energiei electrice, să aibă un preţ deosebit de mare, cu impact nu numai asupra pieței de producție de capacități de energie electrică, dar și la consumatorul final și acesta este lucrul care se întâmplă în toată Europa.

Sigur că există nuanțe legate de scumpirea gazului sau lipsa gazului pentru că avem centrale pe gaze în Europa – în România mai puțin, în exterior mai mult – care trebuie să se alinieze la prețurile respective. Şi atunci prețul energiei electrice produsă în centrala care funcționează pe gaz a crescut și el foarte mult.

Mai mult, există un plan de dezafectare la nivel european al centralelor nucleare, mai puțin în România, mai mult în Germania, care aduce şi el niște costuri suplimentare în piaţa de energie.

Din acești factori, prețul la consumatorul final a crescut, astfel încât guvernele au simțit nevoia să lucreze împreună și să găsească soluții similare în toată Uniunea Europeană, de susținere a consumatorilor finali, în special cei casnici.

Partea bună este că energia eoliană ieftineste energie electrică și ar trebui să avem cât de multă posibil, astfel încât prețul să fie mai mic, beneficiind de fonduri europene şi ţinând cont de obligațiile asumate România la Uniunea Europeană.

Reporter: Cum apreciați schemele de ajutor pentru regenerabile oferite până acum de autorități?

 

Adrian Borotea: Avem experiența schemei cu certificate verzi. Acreditarea pentru obtinerea schemei cu certificate verzi s-a oprit la sfârşitul anului 2016. Știm cu toții că prețul acestora s-a prăbușit la minimum după primii ani de când a fost implementată. Mai mult în perioada trecută s-au acumulat stocuri pentru că procentul la consumator s-a dorit să fie menținut la o valoare foarte mică, iar impactul a fost major.

De bine de rău, schema funcţionează și undeva până în 2032 , la expirarea duratei schemei, se spune că toate certificatele verzi existente în piață își vor găsi cumpărător. Dar una este să vinzi acum un certificat verde și alta este să vinzi peste cinci ani. Nu mai are aceeași valoare, iar viabilitatea financiară a unei investiții suferă din acest motiv.

Dacă vorbim despre schemele noi, de susținere a energiei regenerabile, peste tot în Europa se discută de contracte pentru diferență, de market premium, adică, față de prețul energiei electrice pe piețe, să existe acel premium pentru recuperarea investiției care poate să fie plus, poate să fie minus, în funcție de prețul care se convine cu guvernele respective.

Există opțiunea de PPA (power purchase agreement), în special cele bilaterale pentru obținerea de împrumuturi de la bănci. Este o condiție sine qua non, obligatorie pentru obținerea unui împrumut și 99% din investitori își doresc să utilizeze în mare măsură împrumuturile, pentru că sunt mai ieftine decât capitalul propriu.

Există discuţii, nu e nimic aprobat în momentul de faţă. Ştiu că există la Ministerul Energiei o discuție de acum un an referitoare la contractele pentru diferență. Au fost angajați consultanți, sperăm ca undeva până la sfârșitul anului Ministerul Energiei să confirme sau să infirme că avem această schemă gata.

Contractele bilaterale sunt permise pentru finanțarea investițiilor noi, dar nu am văzut prea multe gata astăzi din mai multe motive, inclusiv volatilitatea prețului energiei electrice și capacității furnizorilor chiar mari de a garanta o preluare pe termen lung la un preț fix. Nimeni nu știe dacă prețul o va lua mai în sus, va coborî sau va rămâne pe loc în următorii cel puțin 5-7 ani.

Și atunci este greu din partea furnizorilor să ofere o astfel de garanție.

Băncile își doresc ca partenerul viitorului proiect de energie eoliană/solară/regenerabilă să fie un furnizor zdravăn, cu capacitate financiară, cu mulți consumatori și cu stabilitate. Cred că mai durează un pic până se stabilizează piața, dar sigur că nu este exclus ca în lunile următoare să apară primele PPA, primele bănci care să finanțeze astfel de lucruri și proiectele să înceapă să fie puse în funcțiune.

Foarte mulți dezvoltatori și investitori își pun speranțe mari  în acest Fond de modernizare care sperăm că, undeva în primăvara-vara anului viitor, va aduce primele proiecte aprobate și care urmează să fie finanțate începând cu luna iulie 2022.

Reporter: Dar există interes din partea băncilor?

Adrian Borotea: Există interes din partea băncilor să finanțeze proiecte de energie regenerabilă, dar totodată pun o lista lungă de condiţii, nu ușor de îndeplinit. De exemplu trebuie să ai PPA cel puțin pe durata împrumutului – dacă împrumutul este acordat pe 10-12 ani, trebuie să ai siguranța acestor venituri la un preț bătut în cuie sau cu o formulă de calcul de actualizare anuală. Există și alte condiții tehnice, precum legal due diligence etc.

Există declarații de la bănci că își doresc să finanțeze energia verde, au făcut chiar publice condițiile pe care ei și le doresc, respectiv un 30-40% capital propriu, urmând ca diferența să fie dată prin împrumut. Aşa cum am mai spus, o condiție esențială este acest PPA semnat cu un furnizor stabil și pe termen lung la un preț care dea viabilitate financiară proiectului.

Reporter:  Cum a fost primit Primul Cod de Bune Practici pentru energie regenerabilă din România de investitori și autorități?

 

Adrian Borotea: Codul de Bune Practici, lansat în vară, a avut mare succes. Echipa noastră împreună cu consultanții noştri am pus mult suflet și toate cunoștințele noastre pe care le-am adunat din experiența proprie de la dezvoltatori, de la avocați și bănci care sunt membri ai Asociației noastre și, nu în ultimul rând, de la producătorii existenți.

Am pus în acest Cod, pe lângă prevederile legale, căile și locurile unde trebuie să se adreseze cineva care vrea să investească și România îi este complet necunoscută. Acest Cod ajută investitorul să ducă la bun sfârșit o investiție, să pună în funcţiune o centrală eoliană.

Am primit semnale bune şi din străinătate. Deja avem mai mulți investitori străini care au venit pentru prima dată în România, tentați fiind de acest Cod de Bune Practici, încercând să îl înțeleagă și chiar și-au deschis birouri aici cu intenția de a se apuca de construcţia de parcuri eoliene.

Reporter: Care considerați că sunt zonele propice dezvoltării producției de energie regenerabilă în România?

Adrian Borotea:  Dacă ne uităm după viteza și constanța vântului și după facilitatea de a te racorda la rețele, precum și după relief, Dobrogea rămâne în continuare El Dorado. Aici există potențial suplimentar, ceea ce trebuie este doar o capacitate de evacuare a Transelectrica.

Compania Transelectrica are în planul pe 10 ani mai multe linii de evacuare a puterii din Dobrogea, stații etc., tot ceea ce este necesar.

Sigur că aceste lucruri nu se fac în ritmul în care își doresc investitorii. Adică dacă vreau să mă conectez acum probabil că o să primesc termen de racordare la rețea în 2025/2026 sau chiar mai târziu, în funcție de termenele de punere în funcțiune a liniilor respective, pe bani proprii.

Dar aici avem deja o discuție foarte bună cu Transelectrica și cu autoritățile ca dânșii să acceseze fonduri europene pentru a pune în funcțiune mai devreme acele linii.

Și deja există proiecte prin Fondul de modernizare. Au fost anunțați acum doi câștigători, unul este Complexul Energetic Oltenia cu parcul de 750 MW și al doilea este Transelectrica cu o linie de 400 kilovolţi de evacuare a puterii suplimentare din Dobrogea. Și asta ajută, în sensul că unele din proiecte din coadă vor fi racordate mai devreme.

O altă zonă cu potențial de vânt este Moldova, mai precis sudul Moldovei. Există un culoar unde vântul este foarte bun și există proiecte care deja sunt în diverse faze de dezvoltare, chiar din sud și mergând până în nordul extrem către Botoșani, unde există un proiect de 100 MW de mai mulţi ani, dar care se apropie de finzaliare acum.

Mai există o zonă propice, în zona Banatului, dar relieful este mai pretențios. Avem deal, munte, sunt locuri mai dificile de accesat și investiția devine mai scumpă din această cauză.

Ca o concluzie, zonele propice pentru regenerabile, în ordine, ar fi Dobrogea, Moldova și Banatul.

Reporter: Cât costă un proiect de energie regenerabilă?

 

Adrian Borotea: Dacă vorbim de investitori mici, mă refer la energia eoliană de ordinul a câţiva megawați până la zeci de megawați, aceste capacități în mare măsură pot fi la racordate în rețelele de distribuție și nu la Transelectrica, unde vorbim de la sute de megawati în sus.

Capabilitatea rețelei de a absorbi cantități mai mici, disipate în teritoriu, este mai mai bună, nu trebuie să așteptăm 5 ani ca să fim racordați.

Este posibil ca într-un an -maxim doi, cu investiții sigur mai mici, să te poți racorda în diverse puncte ale rețelei de distribuție – dar nu acolo unde este Dobrogea rețelei de distribuție. Dar se poate în locuri unde există o producție mai mai mică și o capacitate de absorbție mai bună a retelelor de distribuție.

În funcție de prețul terenului, de durata contractului, de existența PPA, de avizele locale și de racordarea la rețea care poate scumpi foarte mult proiectul – am văzut la Transelectrica că o racordare poate înseamna în același timp un cost de întărire a rețelei undeva la 100.000 – 150.000 de euro pe MW instalat, deci o porțiune importantă din investiție – putem vorbi de o investiţie undeva între 800.000- 900.000 de euro pe MW instalat, se poate ajunge chiar și la 1 milion de euro pe MW instalat pentru proiectele mai mici.

Există și prețuri mai mici, dar care sunt aplicabile pentru proiectele mai mari, de sute de MW. În acest caz, cel care cumpără, investitorul, are o putere mai mare de negociere cu producătorul de turbine, cu autoritățile locale etc. Investiţia poate coborî undeva la 700.000- 750.000 de euro  pe MW instalat.

Reporter: Ce ne puteti pune programul RES Invest?

Adrian Borotea:  Programul RES Invest este al doilea program drag sufletului nostru, al Asociației, pe lângă Academia de Regenerabile.

Programul RES Invest își dorește să producă componente în ţară pentru parcurile eoliene și solare.

Există o multitudine de componente care deja se produc local și aici vorbesc în special de cele electrice – generatoare, cabluri, transformatoare, dar sunt și componente care nu se produc și aici mă refer la elice, la pale, la cutia de viteze etc.

Scopul acestui program este contactarea producătorilor de oțel, de componente din România și să încercăm, împreună cu investitorii, să îi determinăm să producă aceste componente aici, arătându-le de ce este nevoie ca în viitorul apropiat aceste lucruri să fie produse în mare măsură în România.

Avem chiar în plan organizarea unei conferințe, pe care, din motive de pandemie, am amânat-o pentru începutul anului viitor. Ne dorim ca la această conferință, pe lângă prezentări, să oferim şi networking, să unim producătorii cu investitorii, să îi punem în contact, inclusiv cu autoritățile, astfel încât lucrurile să înceapă să funcţioneze.

Reporter:  Planul național publicat de Ministerul Energiei angajează România la instalarea unei capacități de 6,9 GW de energie verde până în 2030, în plus față de cei 4,5 GW deja instalați. Credeți că vom reuși să ajungem la această capacitate? La cât se vor ridica investiţiile pentru a ajunge la acest nivel?

Adrian Borotea: Avem nevoie de energie, indiferent de energie, de preferință energie regenerabilă, pentru că este mai ieftină şi mai curată.

Avem un consum care deja depășește capacitatea de producție cu mult și veștile din perioada următoare, respectiv reducerea puterii instalate în cărbune, retehnologizarea unităților de la Cernavodă etc, vor pune presiune suplimentară, în sensul că, pe perioade lungi de timp, de tipul un an- doi- trei, pe lângă necesarul acut pe care îl avem de producție, se vor adăuga aceste goluri de producție și sigur vom avea nevoie de mai multă energie.

Salutăm creșterea țintei de la 30,7% la 33 la sută pentru 2030 energie regenerabilă. Ne amintim cu toții că oficialii Comisiei Europene au zis cel puțin 35% pentru România. Nu suntem acolo, dar suntem cu un pas mai aproape prin PNRR aprobat.

Credem că există potențial și de vânt, și de soare, și de biomasă și de hidro pentru a face mai mult în perioada următoare.

Este bine să folosim banii din PNRR, chiar dacă jumătate sunt împrumuturi, deci mai aduc o povară suplimentară care trebuie plătită până la urmă de toată România la un moment dat, mai târziu.

Cred că este posibil să atingem ţinta. Investitorii au această dorință, sperăm  că fondurile vor veni și se vor vedea. Potențial există.

Eu zic că este foarte posibil să instalăm acei 6,97 mii de megawați suplimentari până în 2030. Putem chiar depăși această țintă, dacă vor fi condiții prielnice.

Impactul la consumator va fi mai mic, există o declarație de la ANRE care spune că, dacă nu ar fi fost energia eoliană, prețul energiei electrice ar fi fost cu 30% mai scumpă. Şi atunci cu cât avem mai multă energie  regenerabilă, în speță energie eoliană, care este mai ieftină, cu atât prețul energiei va fi mai jos și vom absorbi aceste șocuri care se datorează altor factori decât energia regenerabilă.

 

BVB | Știri BVB

ROMCARBON SA (ROCE) (03/12/2021)

Tranzactii management - art. 19 Reg. (UE) 596/2014

ROMCAB SA (MCAB) (03/12/2021)

Hotarare AGEA 03.12.2021

SOCIETATEA ENERGETICA ELECTRICA S.A. (EL) (03/12/2021)

Tranzactii parti afiliate EFSA - OPCOM

TERAPLAST SA (TRP) (03/12/2021)

Hotarari AGA E 3 decembrie 2021

AQUILA PART PROD COM (AQ) (03/12/2021)

Tranzactii management - art. 19 Reg. (UE) 596/2014