Energia construită, dar încă blocată: sute de megawați așteaptă drumul spre piață

Peste 325 MW de capacități noi de producție și stocare au primit licențe de exploatare comercială din partea ANRE, însă alte proiecte, însumând aproximativ 1.600 MW, se află încă în analiză. Situația scoate la iveală un blocaj mai puțin vizibil al sectorului energetic: distanța dintre finalizarea tehnică a unei investiții și momentul în care aceasta poate începe efectiv să producă venituri.

Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei a aprobat, în ședința din 28 iulie, licențe de exploatare comercială pentru peste 325 MW de capacități noi. Dintre acestea, aproximativ 177 MW sunt instalații de stocare, iar aproape 149 MW reprezintă capacități de producție din surse regenerabile.

În spatele acestor cifre apare însă o situație mai complicată. Potrivit informațiilor comunicate de ANRE, proiecte totalizând aproximativ 1.600 MW se află în diferite etape de analiză, fără să poată primi deocamdată licența necesară exploatării comerciale. Principalul document lipsă este, în numeroase cazuri, certificatul final de racordare.

Următoarea ședință a Comitetului de Reglementare este programată pentru 30 iulie, când ar putea fi aprobate noi licențe.

Proiecte terminate, dar fără venituri

Datele transmise de Transelectrica și publicate de presa de specialitate arată că, la 16 iulie, aproximativ 508 MW de capacități finalizaseră testele de conformitate și obținuseră certificarea tehnică, dar rămăseseră temporar opriți.

Este vorba despre:

• 229 MW fotovoltaici;
• 182 MW de stocare;
• 97 MW eolieni.

Aceste capacități erau construite și testate, dar nu puteau intra în exploatare comercială înaintea parcurgerii etapelor administrative rămase: emiterea certificatului final de racordare, obținerea licenței ANRE, înscrierea într-o Parte Responsabilă cu Echilibrarea și accesul la piețele de energie.

În funcție de situația fiecărui proiect, această perioadă poate dura de la câteva zile la două luni. Pentru investitori, diferența nu este una formală. În tot acest interval, proiectul suportă costuri de operare, dobânzi și obligații contractuale, fără să obțină venituri din energia pe care ar putea să o livreze.

Un parc construit nu este, așadar, automat un parc operațional.

Noua zonă de risc: între finalizarea tehnică și exploatarea comercială

Până acum, analiza proiectelor regenerabile s-a concentrat în special asupra terenurilor, autorizațiilor, ATR-urilor, lucrărilor de racordare și finanțării construcției. Datele publicate în ultimele zile arată că trebuie evaluată separat și etapa de după terminarea lucrărilor.

Calendarul real al unui proiect nu se încheie la finalizarea construcției sau la energizare. El continuă cu testele de conformitate, certificatul final de racordare, licența, contractarea responsabilității pentru echilibrare și înregistrarea pe piețele de tranzacționare.

Pentru finanțatori și cumpărători, fiecare dintre aceste momente reprezintă o bornă distinctă. Termeni precum „finalizat”, „energizat”, „testat” și „operațional comercial” nu sunt echivalenți și nu ar trebui utilizați ca atare nici în documentația proiectelor, nici în negocierile de vânzare.

Riscul unei întârzieri de 30 sau 60 de zile trebuie introdus în modelele financiare. El poate influența dobânzile, costurile fixe, veniturile pierdute, indicatorii de acoperire a serviciului datoriei și chiar respectarea unor termene asumate față de finanțatori.

Patru proiecte fotovoltaice de 395 MWp intră în etapa EPC

În paralel, Complexul Energetic Oltenia și Tinmar Energy au desemnat asocierea care urmează să realizeze patru parcuri fotovoltaice în județul Gorj, cu o capacitate cumulată de aproximativ 395 MWp.

Investiția este estimată la 243 de milioane de euro, iar procedura a atras ofertele a 13 participanți. Următoarea etapă este semnarea contractelor EPC cu asocierea formată din China Civil Engineering Construction Corporation România și Aeronaval de Construcciones e Instalaciones.

Finanțarea proiectelor combină fonduri europene, aporturile acționarilor și împrumuturi bancare. Exemplul este relevant pentru direcția pieței: proiectele mari intră în construcție cu finanțarea și structura de execuție deja conturate.

Pentru dezvoltatorii care pregătesc proiecte în vederea vânzării, simpla existență a autorizațiilor nu mai este suficientă. Investitorii vor analiza prețul EPC, garanțiile de performanță, termenele de livrare a echipamentelor, calendarul racordării și condițiile necesare tragerii finanțării.

Fotovoltaicele, sub presiunea prețurilor din orele solare

O altă schimbare importantă vine din piața pentru ziua următoare. Pentru 29 iulie, prețul mediu zilnic s-a situat în jurul valorii de 697 lei/MWh. Între orele 10:00 și 16:00, când producția fotovoltaică este ridicată, media a coborât însă spre 219 lei/MWh.

Diferența este de aproximativ 69%.

Acest profil arată că prețul mediu al zilei spune tot mai puțin despre venitul realizabil al unei centrale fotovoltaice. Energia este produsă tocmai în intervalele în care oferta solară apasă prețurile în jos. Fenomenul, cunoscut drept „canibalizare solară”, devine un risc comercial direct pentru proiectele expuse pieței spot.

În aceste condiții, valoarea unui sistem de stocare nu mai poate fi prezentată doar prin capacitatea sa nominală. Contează dacă bateria poate încărca din rețea, ce putere de absorbție are aprobată, câtă energie utilă poate stoca și în ce piețe poate fi valorificată flexibilitatea.

Dincolo de știre

România nu mai are doar problema construirii noilor capacități energetice. Apare și problema introducerii lor efective în exploatare.

Cele 508 MW care au rămas temporar opriți după încheierea testelor arată că investiția se poate bloca și după ce șantierul s-a închis. Pentru dezvoltatori, finanțatori și autorități, aceasta este noua zonă critică: drumul dintre ultimul test tehnic și prima energie vândută.

Un proiect energetic nu este terminat atunci când instalațiile sunt montate. Este terminat atunci când poate produce, poate livra și poate încasa.

Cristian Radu I News Connect

Articol realizat pe baza informațiilor comunicate de ANRE și Transelectrica, a datelor OPCOM și a informațiilor publice privind proiectele CE Oltenia–Tinmar.