Inflatie de kilowati
Cand Energy Holding, cel mai mare trader de electricitate din Romania, a spus, la mijlocul anului trecut, ca a obtinut deja avizele necesare pentru a construi o termocentrala pe lignit in judetul Gorj, nimeni nu s-a indoit de capacitatea companiei de a-si pune planul in aplicare. O investitie de 840 de milioane de euro intr-o centrala de 700 MW parea realizabila, in conditiile in care accesul la finantare era inca relativ facil. sapte luni mai tarziu, incertitudinea planeaza asupra proiectului.
„Suntem inca interesati de centrala din Gorj, dar nu avem nici un plan clar. Situatia actuala face dificila finantarea”, spune Roy Maybud, presedintele Energy Holding. Potrivit acestuia, compania analizeaza si proiecte eoliene de 50-100 MW, insa vor trece cel putin doi ani pana cand va lua o decizie concreta referitor la productia de energie.
Situatia Energy Holding nu este singulara. Dupa o avalansa de anunturi, in care companii de tot felul, de la producatori de mezeluri si firme imobiliare, la furnizori si distribuitori de electricitate, pareau interesate sa produca cat mai multi megawati, asupra proiectelor energetice s-a asternut linistea. O liniste rau-prevestitoare, alimentata de indecizia autoritatilor, de lipsa unei legislatii clare, de lipsa fondurilor, a managerilor de proiect si a muncitorilor specializati. „Cata vreme aceste investitii sunt propuse ca finantare de proiect, sunt practic condamnate”, spune Valeriu Binig, director financial advisory la Deloitte.
Incet-incet, cei 20.000 de megawati (MW) noi anuntati cu surle si trambite, care ar trebui construiti pana in 2016 pe baza unor investitii totale de peste 20 de miliarde de euro, devin o tinta indepartata, indiferent daca este vorba despre centrale nucleare, pe gaz, carbune sau eoliene. „Estimam ca aproximativ 5.000 MW vor fi in realitate realizati, in urma unor investitii de 8 miliarde de euro”, spune Michael Weiss, manager la AT Kearney Romania.
De unde sare iepurele
Oficial, Romania nu are nevoie de capacitati suplimentare de productie a energiei, deoarece poate produce aproximativ 17.000 MW, in timp ce consumul intern este de numai 12.000 MW. Expertii din domeniu pun, insa, la indoiala aceste cifre si spun ca productia reala este cu cateva mii de megawati mai mica. Situatia se complica, in conditiile in care doua treimi dintre capacitatile termoelectrice, care asigura jumatate din energia tarii, sunt extrem de vechi si trebuie inlocuite imediat, iar restul trebuie schimbate in maximum 5-6 ani, potrivit lui Jean Constantinescu, presedinte al Institutului National Roman pentru Studiul Amenajarii si folosirii Surselor de Energie.
Numerosi investitori au sesizat aceasta oportunitate de business si, convinsi ca au tras lozul castigator, s-au avantat in cursa pentru producerea de kilowati, fie pe cont propriu, fie in parteneriat cu statul. Mirajul cel mare l-au reprezentat centralele eoliene unde, atrasi de un castig aproape sigur, companiile au anuntat intentii de investitii de 14.000 MW. Alti 6.000 MW ar urma sa fie produsi din surse clasice, de centrale nucleare, pe carbune sau pe gaz.
Nimic nu este insa asa de usor precum pare la prima vedere si investitorii incep sa simta, pe propria piele, povara proiectelor la care s-au inhamat. Una dintre cele mai spinoase probleme este obtinerea finantarii. Cu exceptia marilor companii din domeniu, precum E.ON, Enel, CEZ sau Iberdrola, care dispun deja de fondurile necesare proiectelor, restul investitorilor se vad nevoiti sa apeleze la schemele clasice de finantare.
„Pe 20 februarie e gata studiul final de fezabilitate. il vom prezenta bancilor, de la care vrem sa obtinem o finantare de 70% a proiectului”, spune Ioan Niculae, presedintele InterAgro care, impreuna cu grupul rus Vimetco, proprietarul Alro, vrea sa construiasca o centrala pe carbune de 1.000 MW la Turnu Magurele. Potrivit acestuia, conjunctura internationala lucreaza in favoarea sa, deoarece a scazut costul materiei prime, carbunele, ceea ce a scazut si valoarea investitiei totale necesare de la 1,8 miliarde de euro la maximum un miliard de euro.
Niculae risca insa ca socoteala de acasa sa nu se potriveasca cu cea din targ si sa aiba surpriza ca bancile sa nu mai fie interesate sa sprijine proiectul sau. „Bancile si-au schimbat perspectiva, nu le intereseaza proiecte de anvergura. Eficienta imediata ar trebui sa stea pe primul loc”, spune Andrei Dudoiu, director executiv la Banca Transilvania. In opinia sa, o banca ar finanta acum maximum 50% dintr-un proiect, dar l-ar privi cu incredere mai mare daca procentul acesta ar fi si mai mic.
Bate un vant complicat
Avalansa de anunturi de noi proiecte eoliene are la baza un calcul simplu. Investitia initiala medie pentru un megawatt este destul de ridicata, intre 1,5-1,7 milioane de euro, insa si energia produsa se vinde destul de scump (25-50 euro/mwh), asa incat investitia se poate recupera intr-o perioada relativ scurta. In plus, legea energiei regenerabile, care a fost votata in octombrie anul trecut, sprijina investitiile de acest gen si le ofera perspectiva unor vanzari garantate.
Oficial, legea stabileste doua sisteme alternative prin care doreste sa incurajeze producerea de energie electrica din surse regenerabile. Primul, explica Irina Moinescu, managing associate la Tuca Zbarcea & Asociatii, este sistemul cotelor obligatorii, care obliga furnizorii sa cumpere anumite cantitati minime de energie electrica produsa din aceste surse, stabilite proportional cu vanzarile acestora catre consumatorii finali.
Acest sistem include si tranzactionarea „certificatelor verzi”, care atesta producerea din surse regenerabile a unei cantitati de 1 MWh energie electrica, certificate care se pot apoi vinde, independent, pe piata certificatelor verzi. Concret, inainte de aparitia acestei legi, un producator de energie regenerabila putea vinde 1 MWh cu 36 de euro catre Electrica, la care se adaugau maximum 42 de euro pentru un certificat verde. Acum, certificatul verde se poate vinde chiar si cu maximum 55 euro, iar in 2010-2015 se pot da chiar si doua certificate – un motiv in plus ca numarul celor care doresc sa investeasca in centrale eoliene sa continue sa creasca.
Cel de-al doilea sistem se refera la aplicarea unui pret fix pentru introducerea in retea. Acesta ar presupune existenta unui contract reglementat cu operatorul de retea sau cu un alt achizitor, la un pret care ia in calcul si certificatul verde. Practic, producatorului i s-ar cumpara energia fizica la un pret suficient de mare ca sa-l stimuleze sa foloseasca resurse regenerabile. Pentru acest sistem, care acum functioneaza in Bulgaria, legea nu stabileste insa principii clare de functionare. Autoritatile urmeaza sa aprobe in curand unul dintre cele doua sisteme, fara de care proiectele eoliene ar fi fortate sa ramana in asteptare.
Dar calcaiul lui Ahile il reprezinta unele elemente care, neluate in calcul, risca sa dea planurile investitorilor peste cap. O prima capcana este aceea ca „nu toate proiectele ar putea avea perspectiva unor vanzari garantate”, avertizeaza Razvan Purdila, directorul diviziei de dezvoltare afaceri din cadrul Transelectrica. Cu alte cuvinte, daca se depaseste plafonul de 20%, cat trebuie sa reprezinte energia regenerabila in Romania pana in 2020, restul acestui tip de energie produs nu va mai avea vanzare garantata.
Teoretic, proiectele alese vor fi pe principiul „primul venit, primul servit”. Cele mai avansate proiecte eoliene sunt, in acest moment, cele ale CEZ, E.ON, Enel si Iberdrola care, impreuna, ar putea pune in functiune peste 2.500 MW.
Un alt element al legii care poate da batai de cap investitorilor este ca acum si Hidroelectrica poate primi certificate verzi, ceea ce va creste oferta pe piata. Investitorii nu mai pot conta ca vor primi 55 euro pentru un certificat verde, fiind posibil sa primeasca doar 28 euro. Prin urmare, „toate rezultatele analizelor de fezabilitate sunt acum sub semnul intrebarii”, spune Binig de la Deloitte. in plus, faptul ca investitorii trebuie sa opereze pe pietele centralizate, precum Operatorul pietei de energie electrica OPCOM , le poate crea probleme. Este foarte dificil sa faci oferte azi pentru cum va bate vantul maine.
Daca vantul nu bate suficient, compania este nevoita sa cumpere restul de energie promisa de pe piata, la un pret mai mare, iar daca bate prea tare, producatorul trebuie sa scape de energia suplimentara, uneori chiar si la un pret mai scazut. „E mult mai riscant acum. E un risc pentru care multi nu au fost pregatiti”, spune Binig.
Spulberati de vant
Cel mai probabil, doar cateva dintre proiectele eoliene anuntate vor deveni, in final, operationale. Statistic, rata de succes a unui astfel de proiect este de 20%-30%. Problemele intampinate vor face ca, inevitabil, sa asistam in curand la fuziuni, achizitii si lichidari in acest sector. Multe proiecte sunt inca in stadiul imobiliar, in care investitorii vor sa vanda un teren pe care ar putea fi construit un parc eolian.
„Pana in 2012, nu se vor instala mai mult de 1.000 MW, poate 1.500 MW, intr-o viziune optimista”, spune Alexandru Teodorescu, managing director la compania de consultanta in domeniul energiei eoliene Wind Expert. in opinia sa, Romania nu are nici o sansa sa-si respecte angajamentul luat fata de Uniunea Europeana, ca pana in 2012 sa produca 8,3% din energia tarii din surse regenerabile.
Cu atat mai mult cu cat investitorii vor avea de depasit si dificultatile generate de specificul energiei eoliene: cum vantul nu bate constant, energia eoliana care intra in sistemul national de transport, operat de Transelectrica, este extrem de variabila. De aceea este necesara existenta unor rezerve, adica a unor centrale care sa poata fi pornite si oprite rapid, pentru a atenua aceste fluctuatii. Pentru 1 MW produs de vant este nevoie de alti 0,8 MW produsi din capacitati clasice, pe gaz sau hidroelectrice.
Potrivit lui Purdila de la Transelectrica, acum sistemul ar permite racordarea a 2.000 MW rezultati din centrale eoliene. A racorda mai mult ar presupune ca in paralel sa se faca investitii in centrale clasice, care sa poata prelua fluctuatiile. Proiectul hidrocentralei de la Tarnita-Lapustesti, din judetul Cluj, ar fi ajutat enorm la reglarea sistemului energetic national. Aceasta ar fi consumat surplusul de energie din sistem prin pomparea apei intr-un lac de acumulare, apa care ar fi fost folosita pentru a produce electricitate atunci cand ar fi fost nevoie. Proiectul, despre care se vorbeste inca din 2000, ar fi trebuit sa inceapa anul acesta, insa in prezent se afla pe linie moarta. Acest lucru afecteaza serios dezvoltarea pe scara larga a energiei eoliene si naste intrebarea: ce alte rezerve mai are
Romania in sistem pentru a acoperi vulnerabilitatea vantului?
Cu aceste probleme in minte, Autoritatea Nationala de Reglementare in domeniul Energiei (ANRE) analizeaza posibilitatea de a permite conectarea la sistem, fara probleme, numai a unui anumit numar de megawati produsi din energie eoliana. „Daca se ia aceasta decizie, restul investitorilor vor trebui sa raspunda la intrebarea: au 80% din capacitatea disponibila pentru a se acoperi?”, explica Binig. Potrivit acestuia, companiile vor trebui sa dea dovada unor noi capacitati, ceea ce poate duce aproape la dublarea investitiei necesare. Un asemenea cost poate fi suportat cu greu de micii investitori.
Vant din pupa
Cum era de asteptat, proiectele marilor companii energetice merg inainte, cu atat mai mult cu cat majoritatea au drept tinta realizarea unei integrari pe verticala, care sa cuprinda productia, furnizarea si distributia energiei. Exceptie face compania Iberdrola Renovables Spania care de-abia a intrat pe piata si, impreuna cu Eolica Dobrogea, lucreaza la doua proiecte eoliene in Dobrogea, de 140 MW si, respectiv, 1.500 MW.
Potrivit lui Corneliu Dica, vicepresedinte al Eolica Dobrogea, investitia totala se va ridica la 2,3 miliarde de euro, dintre care peste 110 milioane euro se vor duce catre intretinerea a 154 de kilometri din reteaua Transelectrica. „Criza actuala nu ne-a afectat proiectele”, spune Dica. Spaniolii intentioneaza ca centrala de 140 MW sa devina operationala pana la sfarsitul anului, iar 600 MW din cea de-a doua centrala sa fie functionali in primavara lui 2011.
Cu toate panzele sus merg si cehii de la CEZ, proprietarii Electrica Oltenia, care au cumparat doua proiecte eoliene, cu o putere totala de 600 MW, de la dezvoltatorul polonez Continental Wind Partners. „Am inceput lucrarile de constructie si pregatim locul pentru primele turbine, care vor veni in aprilie”, spune Doru Voicu, director de dezvoltare la CEZ. Potrivit acestuia, anul acesta ar trebui sa intre in functiune 347 MW, iar anul viitor restul pana la 600 MW.
Active in domeniul eolian sunt si Enel, care a cumparat un proiect de 200 MW de la Blue Line, si E.ON, care are licente pentru 112 MW in Moldova. Adevarata intrecere intre aceste companii are loc insa pe teritoriul energiei nucleare si al celei termo. in domeniul nuclear, Nuclearelectrica este partener cu sase firme pentru constructia reactoarelor 3 si 4 de la Cernavoda, fiecare de cate 700 MW: CEZ, Enel, RWE Power, Gaz de France Suez, ArcelorMittal Romania si Iberdrola. Succesul acestui proiect, estimat la peste 4 miliarde de euro, va depinde insa de capacitatea societatii nou create, in care statul roman detine 51%, de a atrage finantare. Avand in vedere conjunctura internationala, nu ar fi de mirare sa asistam la amanarea sa.
Pe rol
in incercarea de a-si realiza mult dorita integrare pe verticala, marii jucatori din domeniu s-au aliat cu companii de stat in domeniul productiei de energie pe baza de carbune. Este vorba despre planurile Termoelectrica de a realiza parteneriate public-privat pentru unitati noi pe baza de carbune la Braila, Galati si Borzesti. „Toate proiectele sunt in termen”, spune Ioan Ungureanu, presedinte si CEO al Termoelectrica.
Pentru centrala pe huila de 800 MW de la Braila, care va costa 1 miliard de euro, Termoelectrica a semnat in vara un memorandum cu E.ON si Enel. Studiul de fezabilitate este gata si se spera ca in cateva luni sa se formeze compania de proiect. Aici terenul este insa gajat catre Agentia Nationala de Administrare Fiscala (ANAF) si companiile nu se pot apuca de treaba pana cand nu se rezolva problema datoriilor Termoelectrica.
La Galati, unde compania de stat a semnat o intelegere cu CEZ pentru o centrala de 400 MW pe gaz, care ar urma sa coste 400 de milioane de euro, s-au agreat termenii pentru studiul de fezabilitate si evaluarea activelor, urmand sa fie selectata compania care se va ocupa de aceste aspecte. intr-un stadiu similar se afla si proiectul de la Borzesti, unde Termoelectrica a semnat in noiembrie o intelegere cu Electrabel, filiala grupului francez Gaz de France Suez, pentru o investitie similara cu cea a CEZ. in toate cele trei proiecte, Termoelectrica va fi actionar minoritar, iar schema de finantare va fi 70% datorie si 30% capital propriu”, spune Ungureanu. Schema care insa poate fi pusa sub semnul intrebarii in conditiile actuale de piata.
Un caz aparte il constituie centrala pe gaz de 860 MW in care Petrom investeste 500 de milioane de euro la Petrobrazi. Este interesant de vazut ce abordare va avea compania pe termen lung. Gazul local se vinde acum cu 150 dolari pe mia de metri cubi, in timp ce cel de import costa 530 dolari. Este de asteptat ca Petrom, care detine 40% din resursele de gaz ale tarii, sa foloseasca cat mai mult din acest gaz pentru a produce energie ieftina, pe care apoi sa o vanda pe piata de electricitate, unde va concura cu alte tipuri de energie, cum ar fi cea nucleara, hidro sau pe lignit. „Pe termen lung, pretul petrolului si al gazului va creste, ceea ce va duce la cresterea energiei pe baza lor”, spune Weiss de la AT Kearney. Cum si in Romania exista presiuni de crestere a pretului gazului local, ramane de vazut daca, in noile conditii, Petrom va continua sa transforme gazul in energie sau va prefera sa-l vanda in stare naturala.
Legaturi esentiale
Desi nu toate proiectele declarate vor fi realizate, cateva mii de megawati sunt totusi asteptati sa intre in piata in urmatorii ani. O parte vor fi absorbiti de consumul intern. Cel mai probabil, centralele noi, care vor avea costuri mai scazute, vor scoate din piata unele centrale vechi, cu costuri mari, inlocuind practic o parte din capacitatile existente. Rezultatele din primul trimestru al acestui an vor arata insa cu cat a scazut consumul industrial ca urmare a crizei internationale, lasand disponibile cantitati si mai mari de energie. Energie pe care producatorii vor dori sa o valorifice pe alte piete, pentru a nu o pierde.
Aici intervine rolul estential al Transelectrica, care trebuie sa asigure interconectarea cu alte tari, desi acum volumul de energie exportat e mic, de 500-1.000 MW. Conectarea cu tarile din est este problematica, caci Romania se afla la asa-numita cortina de fier electica, care nu permite interconectarea sincron cu tari precum Rusia, Belarus sau Ucraina.
Potrivit lui Purdila de la Transelectrica, compania isi da seama de necesitatea de a creste capacitatea de interconectare a tarii si are planuri concrete in aceasta directie, in ciuda multor voci care acuza transportatorul national ca nu s-a miscat suficient de repede in aceasta directie. Anul trecut s-a facut conectarea cu Ungaria, iar acum sunt planuri pentru Serbia si Moldova, precum si pentru un studiu de fezabilitate pentru o linie cu Turcia, care poate fi interesanta pentru Nuclearelectrica, in momentul in care ar opera cu toate cele patru reactoare de la Cernavoda.
Nici operarea si dezvoltarea retelei interne de transport nu este o sarcina mult mai usoara pentru Transelectrica. Compania si-a bugetat investitii de 2,5 miliarde de euro pana in 2020 in extinderea retelei si modernizarea celei existente, in conditiile in care se asteapta la solicitari de racordare pentru proiectele noi care vor intra in functiune. O parte din costuri vor fi insa impartite cu dezvoltatorii, prin intermediul taxei de racordare, care poate ajunge la 8% din valoarea unui proiect.
Cand a fost conceputa, reteaua interna a luat in calcul anumite regiuni in care consumul sau productia de energie sa fie mai mari sau mai mici. Regiuni care acum se afla in plina schimbare. „Romania se reconfigureaza din punct de vedere al consumului, iar centrele de consum nu mai sunt identice cu cele de productie”, spune Weiss de la AT Kearney.
Inchiderea unor mari combinate a scazut consumul in unele zone, in timp ce lansarea unor mari parcuri eoliene, de exemplu, pune mari probleme retelei din Dobrogea. Cu atat mai mult cu cat energia regenerabila este singurul tip de energie care pune in pericol sistemul, din cauza variatiilor mari pe care le implica.
La polul opus ar fi construirea in Transilvania, o zona traditional saraca in productia de energie, a celei de-a doua centrale nucleare, de 4.800 MW, despre care autoritatile au inceput sa discute anul trecut.
Una dintre cele mai solicitate regiuni va fi, fara indoiala, Oltenia, care este un exportator pentru toata tara. Aici exista deja multe linii deja instalate, care transporta cei aproape 5.000 MW produsi de centralele de la Turceni, Rovinari, Craiova 2, Isalnita sau Portile de Fier.
Sunt insa cativa investitori privati, precum Energy Holding, EnBW din Germania si Riviera din Portugalia, care „dau tarcoale” in jurul a doua centrale pe carbune noi. Impreuna, acestea ar produce 1.700 MW si ar necesita investitii de aproape 2 miliarde de euro. Centralele, care ar fi realizate in colaborare cu Societatea Nationala a Lignitului Oltenia, care opereaza minele din zona, ar putea fi construite la Motru si la Sardanesti, un sat aflat intre Turceni si Rovinari. „Zona are limitari legate de carbunele exitent, apa de racire si de concentrarea mare intr-un perimetru restrans. Se mai pot adauga aici maximum 1.000 MW”, spune analistul pe probleme energetice Jean Constantinescu.
O posibilitate ar fi ca aceste centrale sa inlocuiasca cei 2.000 MW produsi de complexurile energetice de la Turceni, Rovinari si Craiova, in conditiile in care acestea au nevoie de investitii totale de peste un miliard de euro pana in 2013, altfel vor fi inchise. „Decat sa se construiasca o centrala noua la 15 km de noi, mai bine s-ar face una de 500 MW aici. Avem deja locatia, alimentarea cu carbune, racirea”, spune Ion Pisc, directorul de investitii al Complexului Energetic Rovinari.
In lipsa unei strategii energetice coerente la nivelul autoritatilor, cele trei complexuri energetice sunt acum lasate de izbeliste. Nu pot lua credite pe termen lung pentru modernizare, deoarece nu au in spate garantii guvernamentale. Singura solutie ar fi privatizarea, care contravine insa programului de guvernare, care sustine pastrarea resurselor naturale in posesia statului. Pentru listarea pe piata de capital, in ideea atragerii de fonduri, nu mai este timp si oricum momentul nu ar fi unul foarte indicat. Nu se mai pune nici problema includerii lor intr-un campion energetic national.
|n acelasi timp, investitori precum Energy Holding sunt in mod inevitabil asteptati aici, fie pentru a incheia un parteneriat similar celor create de Termoelectrica, fie pentru a construi o centrala concurenta, care ar scoate complexurile automat de pe piata.
INTERVIURILE HotNews.ro