Zoltán Nagy-Bege
Director piețe energetice, Ciga Energy Advisory
În ultimii ani, ce înțelegem printr-un proiect de energie regenerabilă „matur” s-a schimbat semnificativ. În timp ce, anterior, maturitatea era asociată în primul rând cu o probabilitate ridicată de construire și punere în funcțiune – reflectată prin obținerea autorizației de racordare la rețea (ATR), semnarea contractului de racordare la rețea sau primirea autorizației de înființare de la ANRE –, evoluțiile recente din portofoliul de proiecte indică faptul că aceste etape administrative nu mai sunt suficiente pentru a caracteriza viabilitatea reală a unei instalații de producere a energiei.
Permisele nu mai înseamnă maturitate
Până la sfârșitul anului 2025, în România, capacitatea cumulată a proiectelor energetice (din toate tehnologiile) care dețineau o autorizație de amplasare (ATR) valabilă a depășit 78 GW, din care aproximativ 46 GW aveau contracte de racordare la rețea semnate, peste 25 GW obținuseră autorizații de construire, iar aproximativ 7,4 GW primiseră autorizații de înființare. În ciuda acestor progrese formale, este puțin probabil ca o proporție semnificativă din aceste proiecte să ajungă în faza de punere în funcțiune în următorul deceniu.
Având în vedere capacitatea realistă de integrare a rețelei (rețelelor) naționale (și regionale) de energie electrică – estimată la aproximativ 10-15 GW de capacitate nouă de generare până în 2035 – devine evident că unele proiecte, chiar și cele aflate în stadii avansate de autorizare, s-ar putea să nu fie niciodată construite. În anumite cazuri, nici măcar proiectele care dețin o autorizație de înființare nu pot fi considerate mature din punct de vedere al investiției în absența unei finanțări angajate, așa cum o demonstrează recenta suspendare a autorizației de către ANRE din cauza neprezentării la timp a dovezilor de finanțare.
Cu toate acestea, ritmul de creștere a capacității nou instalate – în special în sectorul fotovoltaic – este deja suficient pentru a produce efecte tangibile asupra modului în care funcționează piețele de energie electrică.
Un astfel de efect îl reprezintă intensificarea fenomenului de „canibalizare” a prețurilor pe parcursul zilei, în special în intervalul orar de la prânz, mai ales în zilele cu radiație solară intensă, când diferența de preț dintre intervalul 11:00-16:00 și media zilnică (sarcina de bază) tinde să crească. În acest context, riscul tradițional legat de preț evoluează către un risc legat de profilul de livrare, în care valoarea comercială a energiei generate depinde din ce în ce mai mult de momentul livrării.
În același timp, costurile cu dezechilibrele devin o componentă structurală a performanței comerciale, în special în cazul proiectelor independente. Volatilitatea producției în lunile de tranziție (primăvara și toamna), precum și penalizările BRP aplicate în zilele caracterizate de creșteri rapide ale producției (de exemplu, în condiții de acoperire variabilă a cerului), pot genera deja diferențe de zeci de lei/MWh între portofoliile optimizate și activele care nu dispun de mecanisme de flexibilitate.
În acest nou context de piață, maturitatea unui proiect fotovoltaic nu mai este definită exclusiv de stadiul de autorizare, ci de capacitatea sa de integrare operațională: previziunile privind performanța, participarea agregată în cadrul unor BRP-uri eficiente, accesul la stocare – fie că este vorba de stocare colocată sau contractuală – precum și capacitatea de a răspunde la semnalele pieței intrazilnice și ale pieței de echilibrare devin factori determinanți pentru viabilitatea comercială a activelor din domeniul energiei regenerabile.
Realitatea pieței impune deja maturitatea operațională
Pe fondul creșterii rapide a capacității instalate și al intensificării efectelor de canibalizare în timpul orelor de producție a energiei solare, modelul pur comercial devine din ce în ce mai greu de susținut din punct de vedere investițional, în absența unei strategii clare de valorificare pe mai multe piețe. Expunerea totală la volatilitatea pieței pentru ziua următoare (PZU) nu mai este compatibilă cu cerințele de bancabilitate ale creditorilor, în special în cazul instalațiilor fotovoltaice, unde riscul legat de profilul de producție are un impact direct asupra prețurilor obținute.
În acest context, contractele tradiționale de achiziție a energiei (PPA) cu preț fix sunt înlocuite treptat cu acorduri contractuale mai flexibile, mai bine adaptate caracteristicilor specifice ale producției fotovoltaice. Creditorii au ajuns să înțeleagă mai bine riscurile asociate volatilității pieței și profilului de producție al acestor active și nu se mai mulțumesc cu structuri contractuale simple, solicitând din ce în ce mai mult mecanisme de monetizare care să reflecte mai precis modul în care energia este generată și evaluată pe piață. În paralel, strategiile de acoperire a riscurilor depășesc abordările pur volumetrice, integrând instrumente care abordează riscul legat de forma producției, precum și optimizarea între piețele PZU, intraday și de echilibrare. Acest lucru permite o monetizare mai eficientă a flexibilității operaționale și reduce expunerea la penalități legate de dezechilibre.
Din perspectiva structurării activelor, proiectele considerate din ce în ce mai viabile din punct de vedere financiar sunt cele capabile să integreze sau să beneficieze de o flexibilitate suplimentară – fie prin stocarea la fața locului, integrarea într-un portofoliu de aprovizionare, fie prin structuri hibride care combină producția fotovoltaică cu tehnologii complementare (cum ar fi energia eoliană sau hidroelectrică, inclusiv în regim virtual).
În acest nou context, viabilitatea financiară a proiectelor nu mai depinde exclusiv de eficiența investițiilor în capital (CAPEX), ci de capacitatea proiectului de a transforma caracterul intermitent inerent al producției de energie din surse regenerabile într-un produs vandabil, adaptat cerințelor din ce în ce mai dinamice ale piețelor de energie electrică.
Spre ce se îndreaptă oportunitățile comerciale
Pe măsură ce volumul capacității instalate în sisteme fotovoltaice continuă să crească, rolul pieței intrazilnice se redefinește treptat: aceasta devine în primul rând un mecanism de compensare pentru energie, mai degrabă decât o sursă principală de venituri pentru producători. În aceste condiții, oportunitățile comerciale se mută treptat către piața intrazilnică și, din ce în ce mai mult, către piețele de echilibrare.
Flexibilitatea operațională capătă astfel o valoare economică directă. Participarea prin intermediul agregatorilor, utilizarea sistemelor de stocare a energiei sau accesul la mecanismele de răspuns la cerere devin instrumente esențiale pentru optimizarea veniturilor și pentru reducerea expunerii la dezechilibre. În același timp, modelele operaționale comerciale evoluează prin integrarea unor instrumente avansate de prognoză și optimizare bazate pe inteligența artificială, permițând ajustarea dinamică a strategiilor de licitare ca răspuns la semnalele pieței spot și de echilibrare.
În plus, concentrarea geografică a proiectelor fotovoltaice în anumite zone ale rețelei poate genera riscuri suplimentare legate de congestia regională. În astfel de situații, pot apărea restricții economice, cu un impact direct asupra performanței comerciale a proiectelor.
Pe măsură ce ponderea energiei fotovoltaice crește, întrebarea esențială nu mai este „Se poate racorda acest proiect?”, ci „Poate proiectul să fie rentabil din punct de vedere comercial într-un context caracterizat de volatilitate și dezechilibre?”. În practică, aceasta înseamnă că maturitatea operațională – previziunile, calitatea planului de echilibru al rețelei (BRP), agilitatea intrazilnică și accesul la flexibilitate – a devenit adevăratul test al maturității. Proiectele care vor fi finanțate și replicate la scară mare sunt cele care pot participa în mod inteligent pe piețele spot și de echilibrare, transformând variabilitatea dintr-un cost într-o sursă de valoare care poate fi optimizată.
Sursă: Energynomics
