Cu un portofoliu de 7,5 GW în diverse stadii de dezvoltare și un buget de investiții de un miliard de euro pentru următorii trei ani, Eurowind Energy România își consolidează poziția printre cei mai activi investitori în energie regenerabilă din România.
Într-un interviu acordat InvesTenergy, Adrian DOBRE, Country Manager Eurowind Energy România, vorbește despre proiectele aflate în construcție, nevoia de disciplină în racordarea la rețea, provocările infrastructurii energetice și rolul strategic pe care România îl joacă în planurile grupului danez.
„Predictibilitatea există, dovadă că România a devenit un hub investițional. Acum trebuie să demonstrăm că putem transforma proiectele în capacități reale de producție”, afirmă Adrian Dobre.
Eurowind Energy deține în România un portofoliu semnificativ de proiecte aflate în diverse etape de dezvoltare și construcție, inclusiv proiecte hibride și de stocare, cu o capacitate totală de aproximativ 7,5 GW. Este această cifră corectă? Care sunt proiectele pe care le estimați că vor ajunge în stadiul „ready to build” în următorii 2–3 ani?
Într-adevăr, confirm că acesta este portofoliul pe care îl avem în România, în diverse stadii de dezvoltare – aproximativ 7,5 GW. Putem împărți acest portofoliu în proiecte aflate deja în construcție și proiecte foarte aproape de faza de construire. Vorbim despre aproximativ 400 MW, la care se adaugă 110 MW în baterii de stocare. În plus, avem peste 3 GW de proiecte pentru care suntem foarte aproape de obținerea ATR-urilor, practic în etapa finală a procesului.
De la acești 3 GW până la totalul de 7,5 GW trebuie precizat că nu dezvoltăm proiecte bazate pe o singură tehnologie, ci proiecte hibride. Pentru fiecare MW injectat în rețea, discutăm despre combinații de eolian, fotovoltaic și stocare, într-o structură adaptată fiecărui proiect. Așa ajungem la acest volum total.
Țin să precizez că noi facem ceea ce spunem. La finalul lunii iunie vom avea deja 184 MW operaționali, inclusiv cei 60 MW stocare în baterii de la Teiuș. Iar obiectivul nostru declarat rămâne instalarea a 1 GW până în 2030. În acest moment, nu văd ce ne-ar putea opri să ne atingem ținta.
România pare să devină o piață tot mai importantă în strategia Eurowind Energy. La ce nivel se ridică investițiile planificate? Ce face România mai competitivă comparativ cu alte piețe din Europa Centrală și de Est?
Și la această întrebare pot răspunde foarte clar, prin cifre. În acest moment avem un buget de un miliard de euro pe care îl vom investi în România în următorii trei ani, adică aproximativ 300 de milioane de euro anual. Este un angajament major față de piața românească și reprezintă aproape o treime din investițiile totale ale grupului în cele 16 țări în care activăm.
De ce România? În primul rând, datorită resurselor foarte bune de vânt și solar. În al doilea rând, pentru că este o piață mare, unde timp de mulți ani nu s-au instalat capacități noi și există acum o nevoie evidentă de recuperare a acestui decalaj. Noile capacități sunt necesare inclusiv pentru înlocuirea unor unități convenționale și pentru asigurarea unui sistem energetic stabil.
Prin PNIESC și Strategia Energetică, România și-a asumat ținte ambițioase – dublarea capacităților regenerabile până în 2030 și creșteri de 7 ori mai mari până în 2050. Investitorii se uită la aceste obiective și, mai ales, la faptul că ele sunt susținute de instrumente concrete: CfD, Fondul pentru Modernizare, PNRR și măsuri de accelerare a dezvoltării proiectelor. Toate acestea transmit că România are nevoie reală de noi capacități și că există seriozitate în direcția asumată.
România a devenit un hub investițional în plan energetic. Faptul că s-a ajuns la aproximativ 60 GW de proiecte anunțate arată clar interesul investitorilor. Provocarea este să transformăm acest hub investițional într-un hub energetic real, prin implementarea efectivă a proiectelor.
Modificările recente aduse de ANRE la regulamentele de racordare și autorizare vin în sprijinul investitorilor serioși?
Tot ceea ce s-a întâmplat până acum a dus la o explozie a investițiilor în regenerabile. Din punctul meu de vedere, nu a fost un lucru rău, dacă acceptăm că PNIESC și Strategia Energetică sunt documente serioase și asumate. Investitorii au răspuns unei nevoi exprimate chiar de statul român.
Acum însă intrăm într-o nouă etapă. Pentru ca aceste proiecte să devină reale și să nu rămână doar pe hârtie, rețeaua trebuie să fie disponibilă. Până acum, logica era „primul venit, primul servit”, iar operatorii acordau soluții de racordare conform regulamentului existent. Astăzi însă trebuie să discutăm despre fezabilitate și despre implementare etapizată.
Controlul trebuie să treacă și către operatorii de rețea, pentru ca aceștia să poată gestiona realist capacitățile autorizate. Măsurile ANRE erau necesare. Procesul trebuia disciplinat, pentru că exista riscul ca acești MW să continue să crească doar teoretic, fără a se transforma în capacități reale.
Noile reglementări vin și cu obligații pentru operatorii de rețea?
Noi am semnalat acest aspect către ANRE. Regulile ar trebui să fie în oglindă și să existe obligații pentru toate părțile implicate.
Dacă investitorii depun garanții de milioane de euro pentru proiecte mari și își asumă termene foarte stricte pentru autorizare și execuție, atunci trebuie să existe responsabilitate și de partea operatorilor de rețea. Noi putem finaliza proiectele și putem fi pregătiți pentru conectare, dar dacă infrastructura nu este gata, cine își asumă răspunderea?
Este foarte important ca și operatorii de rețea să garanteze respectarea graficelor de investiții și conectare.
La ce proiecte lucrați în prezent și care sunt prioritățile principale ale companiei în această etapă?
Până la finalul lunii iunie vom obține licența de producător pentru parcul de la Pecineaga și pentru bateriile BESS de la Teiuș. În paralel, ne pregătim pentru construirea unui portofoliu de peste 500 MW.
Am început deja lucrările la proiectele din Frumușița, județul Galați, care vor avea un total de 90 MW, cu 15 turbine. În câteva săptămâni vom începe lucrările și la al doilea parc eolian de la Pecineaga, iar la Vișina, în județul Dâmbovița, dezvoltăm un proiect fotovoltaic mare, de 260 MW, putere instalată în panouri.
Toate proiectele sunt susținute prin schema CfD, ceea ce confirmă că statul român își dorește aceste investiții.
De unde aveți forța de muncă pentru implementarea acestor proiecte?
Folosim în principal forță de muncă locală. Vorbim despre sute și chiar mii de oameni implicați în diferite etape ale proiectelor. La fundații, execuție și lucrări de infrastructură lucrează în mare parte români. Ne mândrim cu inginerii români și cu nivelul lor profesional.
În industrie există percepția că România rămâne o piață cu multă birocrație și mai puțină execuție, comparativ cu potențialul existent. Unde intervine blocajul?
Este o percepție pe care nu aș confirma-o integral. Comparativ cu alte țări din regiune, România are chiar unul dintre cele mai rapide și eficiente procese de autorizare. Cifrele demonstrează acest lucru. Există însă anumite instituții unde procesele sunt mai lente, deseori din cauza lipsei de personal. Autoritatea Aeronautică este un exemplu cunoscut în industrie.
Problema reală este însă viteza de execuție după finalizarea construcției. CEO-ul grupului nostru spunea, la inaugurarea proiectului de la Pecineaga, că am avut întârzieri de peste un an pentru că rețeaua nu era gata, iar procedurile de punere sub tensiune au fost extrem de birocratice. Aici apar costurile cele mai mari pentru investitori: proiectul este construit, finanțarea este contractată, dobânzile curg, dar centrala nu produce încă energie.
Ce s-a întâmplat concret la Pecineaga?
Linia Medgidia Nord – Medgidia Sud, care reprezenta întărirea necesară pentru conectare, nu a fost finalizată la timp de operatorul de rețea. Ulterior, prin modificări legislative, am reușit să aplicăm soluția ALO (Automatizare de Limitare Operațională) un sistem de automatizare care a permis conectarea. Dar și implementarea acestei soluții a durat foarte mult. Am fost pionieri în acest proces.
În final, disponibilitatea rețelei va face diferența.
În medie, cât durează între momentul în care un proiect este „ready to build” și momentul începerii efective a producției?
Un termen realist este de aproximativ un an și jumătate – doi ani. La Pecineaga s-a adăugat încă un an peste acest interval.
În zone precum Dobrogea, cât de mult limitează infrastructura de rețea potențialul real de dezvoltare al regenerabilelor?
Nu putem dezvolta un număr infinit de MW. Limitările vor veni firesc din rețea și din disponibilitatea terenurilor. Dobrogea este deja o zonă foarte aglomerată din punct de vedere energetic.
Considerați că Transelectrica și operatorii de distribuție reușesc să țină pasul cu ritmul de dezvoltare al regenerabilelor?
Dezvoltarea rețelei trebuie făcută în paralel cu dezvoltarea noilor capacități. Transelectrica are un plan clar de investiții, însă ritmul dezvoltării regenerabilelor este foarte accelerat și este dificil să țină pasul.
Cum evaluați operațiunea ANRE privind „curățarea ATR-urilor” și noile reguli de racordare?
Aceste modificări erau necesare. Suntem într-o etapă în care trebuie să transformăm interesul investițional în proiecte reale. Dacă ai contract de racordare și MW alocați în rețea, atunci trebuie să respecți obligațiile asumate. Dacă nu implementezi proiectul, este normal să existe sancțiuni.
Nu contează dacă vorbim despre investitori mari, mici sau intermediari. Important este să existe capacitatea reală de execuție. Există însă și riscul ca termenele impuse să fie prea scurte pentru anumite proiecte.
Investitorii serioși se vor adapta și își vor asuma garanții și obligații suplimentare, dar trebuie să existe și predictibilitate privind dezvoltarea infrastructurii de rețea.
Ce cântărește mai mult în costul final al unui proiect: finanțarea sau riscul de întârziere administrativă?
Riscul de întârziere administrativă și, mai ales, incertitudinea.
BESS Teiuș
Care este modelul de business viabil pentru proiectele de stocare în România?
Stocarea a devenit o necesitate, inclusiv din punct de vedere comercial. Noi, ca investitori, trebuie să ne protejăm de volatilitatea și de prețurile negative din piață. În același timp, bateriile contribuie la stabilitatea și flexibilitatea rețelei. Interesele converg.
Cât de predictibil este cadrul legislativ și de reglementare din România pentru un investitor cu orizont de 10–15 ani?
– Faptele demonstrează că această predictibilitate a existat până acum, din moment ce România a devenit un hub investițional. Provocările de acum țin mai ales de execuție și de dezvoltarea rețelelor în paralel cu dezvoltarea capacităților de producție.
– Domnule Dobre, ce vă motivează personal să rămâneți implicat și optimist într-o perioadă complicată pentru sectorul energetic românesc?
– Am un background tehnic foarte relevant pentru acest domeniu. Sunt inginer de aviație pasionat de aerodinamică, cu un doctorat în Ingineria Vântului la o universitate renumită din Canada. Pentru mine era inevitabil să înțeleg cât de importantă va deveni energia regenerabilă.
Am avut șansa să aprofundez acest domeniu în străinătate, apoi m-am întors în România acum 20 de ani, iar de 15 ani lucrez în cadrul Eurowind. Din punct de vedere profesional, mi s-a confirmat că energia regenerabilă nu este o alternativă, ci parte din soluție.
Ca român, îmi place să cred că putem implementa proiecte importante aici și am suficiente motive de optimism atât timp cât grupul continuă să investească puternic în România.
Eurowind este un investitor important, cu planuri mari pentru România. Ce așteptări aveți de la autorități?
Să existe transparență și consecvență în aplicarea legilor. Dacă avem infrastructură și predictibilitate instituțională, iar România are nevoie de noi capacități energetice, investitorii vor veni în continuare.
Vă mulțumesc și vă doresc mult succes în continuare.
