Subiectul așa-numiților „băieți deștepți” din energie a revenit puternic în spațiul public, de data aceasta în jurul ideii de „ATR-uri emise la telefon”. În realitate, această narațiune simplifică excesiv și, în multe cazuri, deformează mecanismele reale ale pieței energetice.
Contrar percepției larg răspândite, nu ne aflăm în fața unei situații similare cu cea consacrată în mentalul colectiv – contracte preferențiale de achiziție de energie la prețuri dezavantajoase pentru producători precum Hidroelectrica. Contextul actual este diferit, iar folosirea aceleiași etichete riscă să inducă în eroare.
Cum se obțin, de fapt, ATR-urile
În momentul de față, modul de obținere a ATR-urilor (Aviz Tehnic de Racordare) pentru investițiile în producerea energiei la scară mare este unul dintre cele mai „democratice” din zona noastră geografică și, probabil, din Europa, cu bariere inițiale mici și cu o creștere graduală a nivelului de dificultate, și a angajamentului financiar. Acest lucru, din nou contrar opiniei publice, reprezintă un avantaj extraordinar pentru investițiile în energie din țară, întrucât asigură un număr foarte mare de proiecte, de toate felurile, care se filtrează pe parcursul evoluției lor.
Sintagma vehiculată în spațiul public – „prea multe ATR-uri înseamnă rețea blocată și de aceea nu scade prețul la energie electrică” – este complet falsă. Nu ATR-urile sunt cele care ridică sau țin sus prețurile la energia electrică (EE), dar voi reveni asupra acestui aspect.
Cine investește, de fapt, și cum
ATR-urile sunt doar o parte din poveste. Când un investitor – fie un Fond de Investiții (FI), mai rar în fazele incipiente ale dezvoltărilor, fie un IPP (Independent Power Producer), caz întâlnit mai des (exemple de IPP: Rezolv Energy, investitor în centrala eoliană Vifor de 475 MW din Buzău, sau Enery, investitor în centrala fotovoltaică de la Ogrezeni de 700 MWp), fie o companie de utilități precum PPC (fostul Enel) sau ENGIE – dorește să investească în proiecte de energie (cel mai des regenerabile sau de stocare), are două opțiuni: să dezvolte de la zero („greenfield”) sau să cumpere proiecte gata de construit („Ready to build” – RTB).
Cazul întâi: dezvoltarea de la zero. Este specific uneori companiilor de utilități, care își permit să susțină echipe largi de dezvoltare. Totuși, nu este un caz frecvent, iar din cauza procedurilor interne, dezvoltările merg mult mai greoi decât cele realizate de dezvoltatori independenți. Prin urmare, chiar și aceste companii – care își permit echipe mari de dezvoltare – aleg de bună voie, pe lângă proiectele proprii (puține cazuri), să cumpere proiecte din extern pentru a-și completa portofoliile și a-și atinge țintele de construcție.
Cazul al doilea: achiziția de proiecte gata de construit (RTB). Aici se regăsește majoritatea investitorilor în proiecte regenerabile – fonduri de investiții și diverse IPP-uri intrate pe piața din România. Aceștia cumpără proiecte RTB fiindcă nu își permit sau nu doresc să piardă timp cu echipe locale. De multe ori, pur și simplu nu găsesc oameni care să facă dezvoltare pentru ei, întrucât în piață nu există suficiente competențe în acest sens pentru dezvoltare internă la standarde investment grade (proiecte bancabile).
Deci, pe lanțul valoric al evoluției acestor investiții, piața permite ca faza inițială de dezvoltare să fie făcută de dezvoltatori mici, independenți, și abia mai apoi companiile acestea să fie achiziționate de jucători mai mari care pot finanța construcția. În felul acesta se asigură un pool (bazin)mare de proiecte în piață care sunt filtrate de către potențiaii investitori (prin procese de: audit juridic, tehnic, dar și diferite simulări financiare) ajungând astfel la stadiul următor proiectele bune. Acest lanț valoric este valabil nu doar în România, ci în toată lumea, mai ales în țările dezvoltate din vestul Europei sau in Statele Unite ale Americii.
Mai mult, România, ca țară și ca mod de reglementare a sectorului energetic, nu a permis dezvoltarea armonioasă, organică, a acestui sector. Exemplul cel mai clar este primul val de regenerabile (2009–2013), urmat de o perioadă de stagnare aproape totală între 2013 și 2022. Această stagnare a fost cauzată de eliminarea bruscă a subvențiilor (este adevărat, prea generoase la un moment dat) fără ca acestea să fie înlocuite cu altceva intermediar. Astfel s-a ajuns ca abia în 2020–2021, să se dea startul masiv la investiții în sectorul energetic (împinse de la spate de țintele europene), dar și de scăderea costului tehnologiilor, dar la noi existau oamenii care să livreze proiecte gata de construit doar în companiile care o mai făcuseră în valul inițial, însă nu suficienți pentru cererea ce urma să vină.
În consecință, majoritatea investițiilor făcute după 2021 – și cele care se vor face de acum încolo – sunt în proiecte cumpărate de la dezvoltatori locali. Aceștia au reușit, în timp, să dobândească abilitățile necesare mult mai rapid decât ar fi făcut-o în cadrul companiilor mari, să înțeleagă piața, procesul de dezvoltare și să aducă proiecte la stadiul RTB, la un nivel de calitate suficient de mare încât investitorii capabili să asigure și finanțarea construcției, să le achiziționeze în vederea construirii. Eu sunt unul dintre acești dezvoltatori. Există, desigur, și exemple negative, în principal venite din zona politică, cum este faimosul caz al nepotului fostului premier Ciolacu, dar sunt situații izolate la nivel de piață și nu pot fi generalizate. În principal companiile analizează înainte de a achiziționa proiecte dacă dezvoltatorii prezintă un risc reputațional, iar în majoritatea cazurilor, daca există un astfel de risc, se decide retragerea din posibila achiziție.
Ce înseamnă propriu-zis să ai un ATR
Revenind asupra lejerității cu care se discută despre ATR-uri: dacă ai un ATR, nu înseamnă că ai ce să vinzi și nici că ai un proiect. Odată obținut ATR-ul, începe o călătorie de 1–2 ani prin birocrația românească pentru obținerea avizelor necesare autorizațiilor de construire (sunt de regulă mai multe), la care se adaugă costuri semnificative de dezvoltare – taxe, servicii de inginerie.
Ca exemplu general, pentru un parc fotovoltaic de 50 MW, costurile de dezvoltare încep de la 500.000 și pot ajunge până la 1 milion de euro, reprezentând cheltuieli cu furnizorii de servicii și taxele aferente procesului, iar abia apoi o companie care deține un ATR și restul documentațiilor, e buna de vânzare. Așadar, dezinformarea ajunsă în spațiul public — „ai sunat, ai obținut un ATR (o hârtie) și gata, ai încasat banii vânzând proiectul” – este o gogoașă extrem de mare.
Mai mult, nici ATR-ul în sine nu se obține „la telefon”. Este, de regulă, un proces riguros, prin care operatorul de rețea relevant în zona de racordare analizează cererea pe baza unui studiu de rețea și determină dacă mai există capacitate disponibilă pentru proiectul propus. Pe baza acestui studiu, se poate determina investiția și condițiile de racordare, dacă instalația se poate racorda imediat sau depinde de investiții planificate ale operatorului de rețea, dacă se poate racorda, dar în anumite condiții de limitări sau dacă pe lângă racordarea de bază, solicitantul trebuie să realizeze și alte lucrări în rețele în vederea posibilității punerii în funcțiune.
Există probabil și cazuri în care ATR-urile au fost obținute în condiții mai favorabile, deși ar fi trebuit să primească condiții de conectare mai nefavorabile, însă sunt extrem de izolate – probabil sub 5% (personal, am auzit de un singur astfel de caz). Aceste situații sunt cauzate tot de operatorii de rețea, deoarece aceștia nu sunt în totalitate transparenți în evidențele privind cererile de racordare primite sau studiile de soluție analizate și ATR-urile emise (ori acestea nu sunt făcute public într-un mod unitar și consecvent de către toți operatorii de rețea). Practic, aceste informații nu sunt publicate pe site-urile operatorilor, la timp sau complete, deși, conform legislației în vigoare, ar trebui să fie publice și ușor de citit și filtrat.
Ce se construiește, de fapt, în România – fără subvenții
Un singur lucru aș mai dori să adaug: în momentul de față, în sectorul energetic se construiește extrem de mult, contrar celor prezentate în spațiul public, într-un ritm nemaivăzut în sectorul energetic românesc modern – și toate acestea fără nicio schemă de subvenție din partea statului român (cum au fost certificatele verzi în deceniul anterior) și în proporția cea mai mare fără fonduri europene. Aceste proiecte produc plus-valoare fără ca cetățenii să contribuie din taxele lor. Există, ce-i drept, schema CfD (Contracte pentru Diferență), însă acele proiecte abia urmează să fie construite începând cu 2026-2027, ceea ce arată, practic, că schema de subvenție nici nu era necesară, iar noile capacități de producere energie vin cu o tehnologie matură și un model de afaceri finanțabil fără alte ajutoare. Posibil acești bani ar fi trebuit alocați rețelelor.
Probabil vă întrebați: bine, dar cum se construiește atât de mult dacă rețeaua este „blocată pe hârtie”? Răspunsul stă în scăderea dramatică a costurilor echipamentelor – modulele fotovoltaice au înregistrat o scădere de cost de 80–90% față de acum 12–14 ani, iar bateriile s-au ieftinit cu 40–50% în doar 2–3 ani. Toate acestea, coroborate cu oferta foarte mare de proiecte mature din piață (da, inclusiv de la acele societăți numite „fantomă” și fără angajați), au dat un impuls puternic investitorilor pentru a adăuga noi capacități la SEN (Sistemul Energetic Național).
Aici trebuie făcută o precizare importantă, fiindcă subiectul „societăților fără angajați și fără cifră de afaceri” este, la rândul lui, prost înțeles în spațiul public: la nivel internațional, este o practică standard ca dezvoltarea proiectelor de energie să se facă pe societăți noi (SPV-uri – Special Purpose Vehicles), tocmai pentru a putea fi finanțate ulterior. Aceste societăți au, în mod firesc, zero angajați și zero cifră de afaceri în faza de dezvoltare, situația urmând să se schimbe după ce capacitățile sunt construite și încep să producă. Faza de dezvoltare și autorizare durează între 2 și 4 ani, urmată de încă aproximativ 2 ani pentru construcție și punere în funcțiune. Având în vedere că majoritatea acestor proiecte au început în 2022–2023, de acum încolo ar trebui să vedem tot mai multe capacități noi puse în funcțiune.
Desigur, și prețul ridicat al EE a jucat un rol în acest val investițional, dar nu atât de mare pe cât ar fi putut avea dacă statul nu s-ar fi implicat cu scheme de subvenționare a prețului – păgubitoare atât pentru el, cât și pentru sector pe termen lung, prin diminuarea atractivității investițiilor.
Cine, de fapt, blochează capacități în SEN
Deși spuneam că vreau să mai adaug un singur lucru, voi mai adăuga totuși ceva: ce capacități de producție a adus statul român online în ultimii 10 ani? În schimb, statul a blocat capacități considerabile în SEN, pe hârtie:
- aproximativ 1,4 GW în Dobrogea, pentru faimoasele reactoare 3 și 4 de la Cernavodă;
- aproximativ 1 GW în zona Ardealului, pentru celebrul proiect Tarnița;
- alte 500–800 MW în zona Sibiului, pentru centrala de la Iernut, promisă încă din 2016;
În total, statul român a blocat în SEN pe hârtie de ani de zile capacități de producție de peste 4–5 GW, din cauza unor proiecte care există doar pe hârtie. Oare nu s-ar putea spune că statul român este, de fapt, „băiatul deștept” din această ecuație, blocând pe hârtie capacități reale? Transelectrica nu permite analiza zonelor menționate fără a lua în calcul, în prealabil, aceste capacități fantomă.
Ironia situației actuale
Și mai tragic este faptul că, din toată această harababură, ironia face ca prim-ministrul Bolojan să fi fost, inițial, văzut cu ochi buni de sector și că vine cu soluții reale la problemele reale. Problemele ridicate de el sunt reale, dar soluțiile propuse vin cu efectul contrar. Sau poate asta dorește? Majoritatea dezvoltatorilor, contrar opiniei publice, erau de partea dânsului – până la propunerile care, practic, pot pune stop la miliarde de euro în investiții.
A solicita garanții de 30.000 Euro/MW (cum este prevăzut pentru autorizația de înființare) este o povară suplimentară pusă exact pe umerii celor serioși care investesc – aceasta etapă fiind ultima în procesul de dezvoltare și reprezintă:
- aproximativ 5% din costul proiectelor fotovoltaice;
- peste 10–15% din costul proiectelor de stocare cu baterii;
- 1–2% din costul proiectelor eoliene.
Aceste cifre pot fi inacceptabile pentru companii ale căror business case-uri sunt calculate până la a doua zecimală a IRR-ului. Acest lucru denotă fie că decidenții nu înțeleg ce înseamnă o investiție (plus-valoare), fie că sunt induși în eroare de cei din jur pentru a fi mascate alte subiecte serioase. Mă tem să nu fie vorba despre al doilea caz, întrucât nu s-a mai discutat deloc despre „băieții deștepți” din zona de trading a energiei – cei care, pasând energia electrică dintr-o mână în alta, fără a crea cu adevărat plus-valoare, au reușit să crească exponențial prețurile mărfii.
Și astfel închid cercul deschis la început, cu mențiunea că ATR-urile multe nu sunt cele care cresc prețurile la energia electrică, ci ele permit să ajungem să avem noi dezvoltări, noi investiții și apoi și energie ieftină.
*foto copertă: generată cu A.I.
