În România, prima investiție într-un parc eolian s-a făcut în urmă cu mai bine de 10 ani. Țara noastră beneficia atunci de o schemă de sprijin generoasă care oferea investitorilor în proiecte energetice din surse regenerabile posibilitatea să primească certificate verzi în funcție de fiecare MWh produs. În anii ce au urmat s-a ajuns la o capacitate instalată de aproape 3,000 MW în parcuri eoliene și ceva mai puțin în parcuri fotovoltaice. Astfel, România își va atinge, conform estimărilor, obiectivul asumat la nivelul Uniunii Europene pentru anul 2020 ca cel puțin 24% din energia consumată să provină din surse regenerabile.

Schema de sprijin amintită mai sus funcționa în felul următor: fiecare producător de energie din surse regenerabile primea un anumit număr de certificate verzi (diferit în funcție de tehnologie) pentru fiecare MWh produs. Certificatele verzi – într-o anumită cotă anuală și la un preț fix, reglementate prin lege – erau cumpărate de către toți consumatorii de energie din România. Fiecare dintre noi putem vedea, pe factura primită de la furnizorul de energie, numărul de certificate verzi pe care îl achităm în fiecare lună. Prin acest mecanism s-a realizat finanțarea proiectelor de energie verde, dar și cadrul de contorizare a ponderii energiei regenerabile din consumul total.

Mecanismul a fost bun, însă a sfârșit prin a deveni victima propriului succes. Din cauza numărului mare de proiecte ce beneficiau de aceste certificate, a numărului finit de certificate consumate în fiecare an, producătorii ajutați de această schemă au ajuns foarte repede să genereze mult mai multe certificate față de câte erau disponibile. S-a ajuns la dificultăți în comercializarea acestora, fapt care a condus la blocaje financiare și pierderi importante cumulate în mai mulți ani.

Se vorbește mult de potențialul pe care țara noastră îl are pentru dezvoltarea de noi proiecte energetice din surse regenerabile. Totuși, odată cu stoparea schemei de sprijin ce le oferea certificate verzi producătorilor, investițiile în astfel de proiecte s-au diminuat semnificativ.

Cu toate astea, în contextul angajamentelor privind decarbonizarea asumate de Uniunea Europeană pentru anul 2030, a evoluției tehnologiei și a creșterii prețului energiei electrice sunt convins că în următorii ani dezvoltarea proiectelor eoliene și fotovoltaice se va relansa. Sunt condițiile ca viitoarele proiecte să fie sustenabile, însă este important să înțelegem riscurile unor astfel de investiții și să identificăm soluțiile optime pentru minimizarea lor.

Dacă în trecut subvențiile statului au fost garanția unui câștig sigur pentru investitorii în energia regenerabilă, acum orice strategie investițională trebuie să cuprindă un capitol serios privind acoperirea riscurilor. În cele ce urmează vreau să vorbesc despre oportunități, provocări, dar mai ales despre riscurile proiectelor energetice din surse regenerabile și despre cum pot fi acestea gestionate în mod optim.

De ce să investim în energie verde?

Încălzirea climatică este o realitate care nu poate fi negată, iar consecințele par să fie devastatoare pentru viitorul omenirii. La această evoluție a contribuit semnificativ creșterea consumului de energie, dar mai ales modul de producere a ei. Pentru a schimba această direcție, Uniunea Europeană și-a asumat angajamentul ferm ca, până în anul 2030 cel puțin 32% din consumul de energie de pe întreg teritoriul său să fie asigurat din surse regenerabile. Acesta reprezintă cadrul, dar și o premisă importantă pentru dezvoltarea investițiilor în producția de energie din surse regenerabile.

Documentul prin care țara noastră a stabilit măsurile pentru conformare la angajamentele asumate de UE este Planul Național Integrat în domeniul Energiei și Schimbărilor Climatice 2021–2030 (PNIESC). Prima variantă a acestui plan, transmisă la finalul anului 2018, propune drept țintă pentru anul 2030 o cotă de 27,9% provenită din Surse de Energie Regenerabile (SER) în consumul final de energie. Este o cifră mică dacă luăm în calcul avântul investițiilor în energia regenerabilă înregistrate în țara noastră odată cu 2010 și faptul că, în 2016, ponderea energiei din surse regenerabile în consumul total din România atinsese deja 25%, depășind ținta pe care România o avea de îndeplinit la nivelul anului 2020.

Conform unui studiu realizat de Asociaţia Română pentru Energie Eoliană (RWEA) cu ajutorul Deloitte România, potențialul României ar fi mult mai mare decât cifra asumată prin PNIESC. În cadrul acestui studiu sunt prezentate mai multe scenarii prin care cota asumată de România ar putea ajunge până în 2030 la 32,5% sau chiar 35% energie consumată din surse regenerabile. De asemenea, studiul trece în revistă investițiile necesare pentru atingerea acestor ținte și impactul avut la nivelul prețului mediu estimat al energiei electrice.

Apoi, progresele tehnologice din ultimii ani sunt un argument important în favoarea dezvoltării de noi investiții. De exemplu, pentru proiectele eoliene s-a ajuns la realizarea unor turbine de mare capacitate. Dacă acum 10 ani se instalau turbine de 2 și 2,5 MW, în acest moment există turbine de peste 4 MW care se pot instala pe un stâlp. Se reduc, astfel, semnificativ costurile de instalare a echipamentelor. De asemenea, a crescut și eficiența acestora. Datorită înălțimii și a formei paletelor, noile turbine produc energie și când viteza vântului este mai mică (low wind technology). Variabila tehnologică face ca energia electrică provenită din centrale eoliene să fie deja cea mai ieftină sursă de energie în multe tări. Evoluția prețului la energie din ultimii ani, dar și previziunile pentru viitor sunt în sprijinul dezvoltării centralelor din surse regenerabile.

Decizia unei investiții într-o centrală de energie regenerabilă va fi mereu făcută și printr-o evaluare comparativă cu alte alternative investiționale. Un termen important în fundamentarea unei decizii este indicatorul Levelized Cost of Energy (LCOE), care ne indică costul estimativ de producere a energiei pentru fiecare tip de centrală în parte (combustibili fosili, hidro, nuclear sau regenerabile). Această valoare ia în calcul toate costurile conexe producerii energiei electrice cu impact asupra energiei comercializate.

În cazul centralelor clasice, pe lângă investiția inițială la care se adaugă costurile de operare și mentenanță, costul energiei electrice produse depinde și de materiile prime folosite (gaze naturale, cărbune, păcură, altele). Apoi, un element important de cost, care intră în calculul LCOE, este prețul certificatelor de carbon din cadrul schemei EU-ETS.

Parcurile eoliene și fotovoltaice, odată funcționale, nu au nevoie de alte materii prime consumate în procesul de producție, ci doar de condiții meteo propice funcționării. Aici ne confruntăm cu impredictibilitatea producției datorită variației condițiilor de mediu. În consecință, costul va trebui ajustat cu cheltuielile de echilibrare necesare pentru a se putea comercializa energia în bandă. Așadar, pentru centralele eoliene și fotovoltaice avem costuri inițiale mari de dezvoltare a proiectelor, urmate de costuri de operare și mentenanță. Din acest motiv, o mare parte din valoarea obținută din vânzarea energiei electrice generate de astfel de proiecte trebuie să asigure recuperare capitalului investit.

Unde sunt riscurile? Cum să le acoperim?

Investițiile în energia regenerabilă sunt viitorul! Datorită maturizării tehnologiei pentru aceste proiecte și a mecanismelor prin care energia electrică produsă din combustibili fosili este taxată suplimentar (EU-ETS), atât costul investiției, cât și prețul potențial al energiei generate fac ca aceste proiecte să fie viabile din punct de vedere comercial și să nu mai depindă de subvenții sau scheme suport. Asta nu înseamnă că orice investiție de acest gen este fără riscuri, dimpotrivă. Mecanismele de gestionare a acestora sunt cu atât mai important de înțeles și de folosit acum, în lipsa subvențiilor care să susțină aceste investiții.

Capitalul atras de dezvoltatori pentru finanțarea unor astfel de proiecte are anumite costuri. Pentru optimizarea lor, cei care pun la dispoziție acest capital (fie că sunt bănci sau fonduri de investiții specializate, acționari sau sunt accesate diverse alte scheme de finanțare) au nevoie de predictibilitate și siguranță în realizarea veniturilor viitoare. De cealaltă parte, cei care administrează astfel de proiecte energetice trebuie să se asigure că își acoperă în mod optim riscurile comerciale existente pentru a putea îndeplini condițiile puse de finanțatori.

Pentru gestionarea riscurilor care apar în operarea unor proiecte energetice din surse regenerabile se utilizează o serie de instrumente specifice. Mă voi referi în continuare la cazul parcurilor eoliene, însă și pentru parcurile fotovoltaice funcționează aceleași principii, cu mici particularități.

De cele mai multe ori, pentru asigurarea predictibilității fluxurilor de numerar viitoare, dezvoltatorii încheie un contract de livrare a energiei electrice pe termen lung, cu o companie specializată în comercializarea sau furnizarea energiei electrice care poate oferi un preț fix pentru energia livrată, pe întreaga perioadă a contractului. Această companie poate fi un trader care își poate asuma riscul de variație a prețului și de profilare a energiei sau un furnizor de energie către consumatori finali cu un portofoliu mare, care poate absorbi aceste variații. Acest tip de contracte poartă numele de Power Purchasing Agreement (PPA). Deoarece prin contract cumpărătorul se angajează să preia energia și să o comercializeze mai departe în piețele specifice, denumirea mai exactă a acestor contracte este physical PPA.

Durata unui astfel de contract depinde, în general, de cerințele finanțatorilor, dar, de regulă, se încheie pe perioade mari, de 10 sau chiar 15 ani. Principalul avantaj pentru dezvoltator este că are asigurat un preț fix pe întreaga perioadă a contractului, pentru toată cantitatea de energie pe care o produce. De asemenea, un element important pentru aceste contracte și o cerință importantă a finanțatorilor este acoperirea riscului de contraparte. Deoarece durata contractului este mare, este important să fie încheiat cu un cumpărător care să ofere siguranță și stabilitate pe întreaga durată de derulare a înțelegerii.

Acest tip de contract, physical PPA, este cea mai folosită formă de acoperire a riscului pentru proiectele de producție a energiei din surse regenerabile în întreaga lume. Câteva date de la American Wind Association arată că, până în 2016, majoritatea proiectelor de energie regenerabilă realizate în SUA aveau încheiate phisycal PPA. Ulterior, datorită cererii mari venite din partea dezvoltatorilor și a unui număr restrâns de companii care aveau posibilitatea să ofere astfel de condiții, au fost dezvoltate și alte instrumente de acoperire a riscurilor. Este vorba de instrumente cu particularități specifice, care însă lasă dezvoltatorii să-și asume anumite riscuri. Voi aminti pe scurt câteva dintre acestea.

Corporate PPA sunt contractele pe termen lung încheiate între dezvoltatorul proiectului energetic și un consumator final, interesat să își asigure energie din surse regenerabile, la prețuri predictibile, pe o perioadă lungă de timp. În acest caz, dezvoltatorul are și rolul de furnizor și este important să înțeleagă riscurile asociate serviciului de furnizare. Contrapartea care primește energia este, de obicei, o companie cu un consum mare care are drept angajament intern asigurarea consumului energetic din SER. Este interesant de menționat că 66% dintre companiile care fac parte din topul FORBES 100 au ținte în ceea ce privește ponderea SER în energia consumată, conform unui studiu Deloitte Global Renewable Energy Trends. De asemenea, din ce în ce mai multe companii importante și-au luat angajamentul să achiziționeze 100% din consumul de energie din surse regenerabile, cum este exemplul inițiativei RE100 (http://there100.org/re100) din care fac parte companii precum IKEA, Apple, ING, și multe altele.

Synthetic PPA sau financial PPA este un instrument prin care se încheie un contract, de cele mai multe ori structurat ca un contract pentru diferență (CfD), prin care se asigură riscul de variabilitate a prețului. Mai exact, prin încheierea acestui contract între dezvoltator și contraparte, se stabilește un anumit preț de referință și o anumită cantitate fermă de energie livrată pe întreaga durată a contractului. De obicei dezvoltatorul asigură doar o parte din cantitatea estimată să se producă, iar această cantitate are un profil ferm, stabilit la momentul încheierii contractului. Aceasta nu depinde de producția efectivă. Pe perioada derulării contractului, dacă prețurile din piața față de care se evaluează referința sunt mai mici, atunci dezvoltatorul primește o diferență de bani, iar în momentul în care cotațiile depășesc prețul de referință, dezvoltatorul plătește acea diferență. Printr-un astfel de mecanism se asigură o predictibilitate pe termen lung a prețurilor, însă, deoarece cantitatea livrată are un profil dinainte stabilit, riscul de producție este în continuare neacoperit de către dezvoltator.

Trebuie precizat că, în piețele dezvoltate cu cerere mare pentru astfel de contracte – cum este cea americană – acest gen de produse sunt oferite de către instituțiile financiare (banking PPA). Acestea oferă dezvoltatorilor protecție împotriva variației prețurilor pe termen lung și ajută la finanțarea proiectelor.

Pe lângă alegerea celui mai potrivit instrument pentru acoperirea riscurilor, dezvoltatorii trebuie să decidă și proporția în care aleg să și le acopere. De multe ori, este nevoie de o acoperire a riscurilor de variație a prețurilor numai pentru o parte a producției viitoare. Este măsura care trebuie să satisfacă capitalul cu cea mai mare aversiune la risc care a fost atras. Sunt relevante în acest sens câteva cifre din Statele Unite: începând cu 2016, mai mult de ½ din proiectele noi de energie regenerabilă au fost realizate fără a folosi physical PPA, iar pentru 2017, 48% din noile proiecte eoliene (3,381 MW) au folosit alte instrumente de acoperire a riscului. Dintre acestea synthetic PPA și bank hedges au fost cele mai folosite. (American Wind Energy Association)

Aceste tipuri noi de contracte acoperă doar o parte din riscurile ce pot apărea în dezvoltarea și operarea unei investiții în producția de energie din surse regenerabile. În ultimul timp au început să se dezvolte și alte tipuri de contracte ce acoperă anumite riscuri, de obicei în țările în care sunt foarte multe proiecte dezvoltate și în care există o cerere sporită. Aș vrea să amintesc câteva dintre acestea, cum ar fi contractele de tip forward de vânzare a energiei sau contractele de tip proxy, precum electricity & wind base hedge, contract oferit în general de companii de asigurări, sau natural gas base hedge, contract care are ca activ suport gazele naturale, deoarece în anumite piețe se poate observa o corelare între prețul energiei electrice și prețul gazelor naturale.

Am vorbit până acum despre tipurile de contracte necesare pentru acoperirea riscurilor pe termen lung, în special riscul de preț (price risk), dar și de profil de producție (shape risk). Există însă în activitatea de operare a parcurilor eoliene anumite costuri ce trebuie analizate și ținute sub control, iar probabil cel mai important de menționat este costul cu echilibrarea producției.

Energia produsă de parcurile eoliene se caracterizează prin variabilitate, în funcție de intensitatea vântului. Pentru orice investiție în astfel de proiecte se fac studii de vânt și estimări ale producției medii într-un an, însă, odată puse în funcțiune, este greu de estimat cu exactitate cantitatea de energie electrică pe care un parc eolian o va produce într-o anumită zi și, mai ales, într-o anumită oră.

Costurile de echilibrare reprezintă un factor de risc important ce trebuie luat în considerare atunci când se planifică o investiție sau se operează un parc deja funcțional. Aceste costuri pot varia foarte mult, iar la noi în țară, în ultimii ani, acestea au crescut semnificativ, mai ales datorită aprecierii prețului la energie în piața en-gros, dar și a unor modificări legislative care au crescut diferența între prețurile din piața zilei următoare (PZU) și piața de echilibrare.

Este important de gestionat acest tip de risc în mod corespunzător. În ultima perioadă se discută de o serie de mecanisme prin care aceste costuri să fie ținute sub control. Dintre acestea pot fi amintite contractele flexibile de livrare a energiei, centralele virtuale (virtual power plant – VPP) sau soluțiile de stocare a energiei.

Sursele regenerabile pot contribui la modernizarea și înnoirea sistemului energetic dacă riscurile sunt înțelese și acoperite

România este pe cale sa intre într-o nouă etapa a dezvoltării propriului sistem energetic, în care sursele regenerabile să ocupe un loc central. Prin asta vom obține, în primul rând, modernizarea și înnoirea sistemului energetic, dar și alinierea la eforturile pe care Uniunea Europeană – și implicit țara noastră – și le-au asumat în vederea decarbonizării.

Reconfigurarea sistemului energetic național prin dezvoltarea de unități de producție a energiei din surse regenerabile nu este un lucru ușor și lipsit de riscuri. În lipsa unor scheme de sprijin din partea autorităților, așa cum au fost certificatele verzi în anii trecuți, dezvoltatorii trebuie să-și gândească atent pașii înainte să pornească la drum.

 

Tags: , , , , ,

 

fără comentarii

Fii primul care comentează

Lasă un comentariu