Ultima dată când ne-am întâlnit mi-ați spus că aveți în derulare proiecte de investiții de 300–400 milioane de euro anual. Cum arată realizările din acest an?
Jens Rasmussen: Prima etapă a acestui plan a fost deja implementată semnificativ. Pot spune că am progresat bine: punem în funcțiune parcul eolian Pecineaga (48 MW), următoarele 24 de turbine au fost deja comandate și vor fi instalate anul viitor, iar în pipelines avem un proiect de 261 MW, ce include o baterie de 4 ore. Așadar, continuăm să investim.
Sunteți în faza de activare a parcului eolian Pecineaga. A fost un drum lung. Ne puteți explica de ce a durat atât de mult și de ce sunteți nemulțumiți de stadiu?
Jens Rasmussen: Desigur. Pe scurt, operatorul de distribuție avea anumite obligații, însă contractul a ajuns într-un impas, iar noi, ca investiți privați, ne-am confruntat cu o problemă fără un termen clar de soluționare. A fost nevoie să ne reorganizăm mecanismele și apoi să parcurgem pas cu pas, din birou în birou, prin administrție, pe parcursul unui an. Procesul a fost birocratic și ne-a întârziat cu aproape doi ani.
Care sunt obiectivele pentru acest an? Finalizați și un proiect de stocare a energiei?
Jens Rasmussen: Da. Anul acesta vom pune în funcțiune și sistemul de baterii de 120 MW de la Teiuș. Acest sistem acoperă aproximativ 20% din volumul de energie vândut în piață. De asemenea, punem în operare și parcul Pecineaga. Restul proiectelor vor fi finalizate până în 2027.
Vă întreb și despre proiectul de amploare din nordul țării, județul Botoșani. Este vorba despre aproximativ 1,2 GW de energie eoliană. Ce ne puteți spune despre acesta?
Jens Rasmussen: Ne dorim diversificarea portofoliului din punct de vedere geografic, astfel încât să putem furniza energie în mai multe regiuni ale țării. Credem că această zonă va avea o cerere importantă de energie. În plus, este o locație potrivită pentru un proiect de mare amploare, care ar putea deveni cel mai mare parc eolian onshore din Europa.
Ați obținut deja autorizațiile? Ați securizat terenul?
Jens Rasmussen: Încă se află în proces de verificare detaliată. Din câte cunosc, autorizarea ATR nu a fost încă finalizată integral.
Este mai facil pentru voi acolo, deoarece rețeaua nu este atât de încărcată? Este mai simplu de construit sau de racordat?
Jens Rasmussen: Nu consider că este neapărat mai ușor de construit, însă într-o zonă mai puțin aglomerată din punct de vedere al proiectelor eoliene poate fi mai ușor de negociat racordarea.
Traversăm o perioadă dificilă, nu doar în România, ci și în Danemarca și în întreaga Europă, ca urmare a conflictului din Golf. Putem vorbi despre o nouă criză energetică? Pot energiile regenerabile să ajute?
Jens Rasmussen: Suntem deja după o criză generată de războiul din Ucraina, iar astfel de evenimente generează sentimentul de urgență la nivel guvernamental și european. În opinia mea, România a avut un parcurs foarte bun privind cadrul de reglementare: licitații CfD, ritmul de implementare și accentul pe energie ieftină și rapid de pus în funcțiune.
Această nouă criză este un semnal suplimentar că trebuie menținută viteza de dezvoltare. Se discută despre reactoare nucleare mici și alte alternative, însă multe dintre aceste opțiuni nu vor fi fezabile financiar sau tehnologic înainte de 2040–2050. Energie regenerabilă reprezintă soluția disponibilă în prezent. Dispuse tehnologia și furnizorii de turbine, panouri și stocare, rămâne doar voința politică și rapiditatea implementării.
Totuși, gazul este necesar pentru stabilizarea rețelei, iar prețul acestuia crește considerabil.
Jens Rasmussen: Pentru echilibrare, problema nu este neapărat prețul gazului. Dacă trebuie să pornești o turbină pe gaz o săptămână, pentru a compensa condițiile meteo, este gestionabil. Gazul poate rămâne o componentă a soluției în Europa: este relativ ieftin de instalat, dar costisitor de operat, și poate funcționa ca rezervă de capacitate, rulând rar.
Credeți că acest an va aduce o decuplare între prețul energiei și cel al gazului?
Jens Rasmussen: Nu cred. Sistemul actual funcționează pe bază de cerere și ofertă, iar gazul stabilește prețul marginal. Uneori, prețurile sunt aproape zero în orare specifice, inclusiv în România, însă trebuie urmărită media anuală pentru o imagine clară.
În prezent, prețurile medii pe piețele day-ahead din Europa nu au crescut substanțial, fiind în jur de 100–110 euro, chiar dacă situația din Golf este gravă.
Jens Rasmussen: Este influențată și de sezonalitate. Odată cu ieșirea din perioadele reci, presiunea pe stocurile de gaz scade, menținând piața relativ calmă. Dacă însă conflictul se prelungește sau apar probleme majore de transport, impactul poate deveni sever.
ANRE a propus un ordin care crește garanția de racordare de la 5% la 20%. Este o măsură benefică sau problematică?
Jens Rasmussen: În principiu, consider că operatorii de transport și distribuție trebuie protejați de valul de proiecte speculative. Având zeci de gigawați cereri, este necesar un filtru pentru a se concentra pe proiectele serioase. Nu este vorba doar despre costuri, ci și despre crearea unui cadru ce descurajează cererile neserioase.
Este o măsură benefică în ansamblu?
Jens Rasmussen: Da, ajută la restricționarea cererilor fără fundament, dar este esențial ca mecanismul să nu descurajeze dezvoltatorii serioși.
Din perspectiva cadrului normativ din România, acesta este mai eficient sau mai slab decât în alte piețe?
Jens Rasmussen: Nu consider că este clar mai bun sau mai slab. Totuși, o problemă majoră este lipsa unor sancțiuni concrete atunci când obligațiile contractuale nu sunt respectate la timp, în special în zona de racordare.
Spus direct: operatorul de rețea nu este pregătit să conecteze la timp, iar pentru această ineficiență nu există consecințe.
Jens Rasmussen: Exact. Pentru investitori, această întârziere poate avea costuri uriașe, mai ales dacă un proiect de circa 100 milioane euro rămâne blocat un întreg an, iar energia nu ajunge în rețea.
Ați discutat cu autoritatea de reglementare sau cu operatorul de sistem? Ce răspuns primiți la aceste întârzieri extinse?
Jens Rasmussen: Se invocă nevoie de aprobare suplimentară, semnarea unor documente, reluarea etapelor administrative. Nu există asumare clară pentru întârzieri, povara fiind transferată asupra investitorilor.
Practic, birocrația a crescut semnificativ, iar costurile de rezolvare sunt mari. În plus, astfel de scenarii cresc riscul perceput și, implicit, prețurile de garantie (CfD-uri) mai ridicate.
Cum veți comercializa energia când proiectele vor fi operaționale? Prin PPA, pe piață, pe termen lung?
Jens Rasmussen: Am încheiat deja un contract PPA de 12 ani cu o companie elvețiană cu activitate în România. Pentru celelalte proiecte, analizăm și alte mecanisme și vom evalua opțiunile din schemele de sprijin viitoare.
Care va fi următorul proiect major pe care îl veți iniția?
Jens Rasmussen: Probabil în 2027, cu o capacitate totală de circa 400 MW, dintre care aproximativ 150 MW eolian și 260 MW solar. Bateriile vor continua să joace un rol important. Pentru unele proiecte câștigate în cadrul CfD, acestea pot părea mai puțin critice pe termen scurt, dar pentru altele, stocarea devine esențială.
Cum evaluați nivelul actual al prețurilor de pe piața energiei, atât spot, cât și pe negociere forward, în România și în Europa?
Jens Rasmussen: Pentru 2025, consider că acest nivel de preț a devenit noua referință „naturală”. Prețul marginal continuă să fie determinat de gaz. În perioadele în care aveam gaz rusesc ieftin, baza de cost era mai scăzută. Cu trecerea la LNG, această bază s-a majorat structural. Atâta timp cât depindem de combustibili fosili importați, vom fi expuși la șocuri de preț atunci când piețele globale se tensionează. De aceea, Europa trebuie să devină independentă energetic.
Eurowind Energy A/S este o firmă daneză specializată în dezvoltarea, construcția și operarea parcurilor de energie regenerabilă. Portofoliul său include proiecte din domeniul eolian, solar, hidrogen, biogaz, tehnologia power-to-heat și soluții de stocare în baterii.
Fondată în 2006, compania a devenit un actor semnificativ în sectorul energiei verzi, cu circa 700 de angajați și operațiuni în 16 țări din Europa și SUA. La ora actuală, compania are o capacitate funcțională de 1,7 GW și administrează 2,2 GW. În construcție se află alte 1,3 GW.
Deținând o prezență în România din 2011, portofoliul include patru parcuri solare operaționale și un pipeline de aproximativ 7,5 GW în diverse etape de dezvoltare.
