Înainte de a fi prezentată aici, informația a fost anunțată cu mult înainte pe Profit Insider
″Cel de la Brăila, de 77 MW, este în faza ready-to-build și suntem în proces de contractare a echipamentelor, lucrărilor și serviciilor necesare pentru construire. Suntem totodată în discuții cu câțiva potențiali investitori interesați de proiect. Estimăm punerea în funcțiune la sfârșitul lui 2027 sau începutul lui 2028, proiectul fiind mai avansat și din punct de vedere al autorizărilor.
Cel de la Constanța, mult mai mare, de 300 MW, plus stocare de 100 MW/200 MWh, și pentru care vom construi și o stație de transformare de 400 kV, va fi ready-to-build în prima parte a anului viitor, cu estimare de punere în funcțiune la finalul lui 2028 sau debutul lui 2029.
Îl vom lansa și pe acesta către investitori în perioada următoare, deci vom avea concomitent 2 proiecte puse pe piață″, a spus Diaconu-Pințea.
Modelul de business al suedezilor, activi în Suedia, Finlanda, Polonia, Italia, Australia, România și alte câteva jurisdicții, presupune achiziția de proiecte locale (în cele mai multe cazuri cel puțin cu avize tehnice de racordare – ATR, dar în câteva cazuri și de la zero, adică doar terenurile), dezvoltarea lor până la momentul deciziilor finale de investiție, vânzarea lor către investitori care doresc să le dețină în proprietate, construirea și punerea în funcțiune, iar ulterior, asigurarea operării, mentenanței, asistenței tehnice și tranzacționării energiei la centralele aflate în producție, în calitate de furnizori de servicii pentru proprietari.
OX2 România a vândut deja 2 proiecte eoliene românești ″gemene″, din Galați, amplasate unul lângă celălalt, după cum a relatat Profit.ro aici și aici, cu puteri instalate de 99 MW (Green Breeze) și 96 MW (Ansthall).
La primul, lucrările de construire sunt în curs de desfășurare și se așteaptă punerea în funcțiune în prima parte a anului viitor, cu punere sub tensiune la sfârșit de 2025 și cu o perioadă de probe de producție de 3-4 luni.
La cel de-al doilea, lucrările sunt așteptate să înceapă, cu punere în funcțiune estimată la începutul lui 2027.
La proiectul Green Breeze, care include și construirea unei stații de transformare de 220 kV, fundațiile au fost turnate în iulie-august 2025, iar puțin după aceea au început să sosească, în etape, turbinele eoliene Vestas și alte echipamente, pe cale maritimă (până la Agigea), fluvială (până în portul Damen Galați), iar ulterior rutieră, până la amplasament, după cum se poate vedea în imaginile de mai jos:
″Am semnat (contract – n.r.) cu Vestas în august 2024 și s-au livrat primele turbine în august 2025, după un an. Dar procesul de negociere, cu toți furnizorii de echipamente, nu doar cu Vestas, a început cu un an înainte, în 2023. Deci trebuie să inițiezi discuția despre comenzi cam cu 2 ani înainte″, a precizat country-managerul OX2 România.
Întregul portofoliu de proiecte al OX2 România, în toate stadiile, însumează în prezent peste 1.100 MW, din care circa 960 MW eoliene (unele urmând să dispună și de sisteme de stocare), iar restul de 150 MW – fotovoltaice și baterii de stocare de sine stătoare (nu co-locate cu centrale de producție).
Compania suedeză, fondată în 2004 de antreprenorii Johan Ihrfelt și Thomas von Otter și preluată anul trecut de asset-managerul global EQT, care a delistat-o de la Nasdaq Stockholm, este prezentă în România din 2021.
Lăcrămioara Diaconu-Pințea a fost numită country-manager în ianuarie 2023, după 20 de ani lucrați la OMV Petrom (din care 17 ani în poziții manageriale, cu 3 ani chiar în Directorat) și alți circa 2 și jumătate în conducerea executivă a Complexului Energetic Oltenia.
″La nivel de grup, România a cunoscut cea mai rapidă creștere dintre toate țările unde OX2 este prezentă, ajungând în 4 ani la un portofoliu de 1.100 MW, din care 195 MW cu decizii finale de investiție, cele 2 proiecte de la Galați. Însă de când suntem aici, ni s-au propus spre cumpărare, cred, undeva spre 200 de proiecte. Toate mari și foarte mari.
Dacă e să însumăm, știu că la un moment dat am făcut o sumă, ajunsesem anul trecut să avem oferte cifrate în total la o putere instalată de vreo 30.000 MW″, își amintește Diaconu-Pințea.
Asta în condițiile în care, în prezent, potrivit celor mai recente date oficiale, România dispune cu totul de o putere instalată operațională de doar circa 23.000 MW: 19.759 MW în centrale comerciale de toate tehnologiile (din care numai 3.135 MW eolian și 2.902 MW fotovoltaic), spre 3.000 MW la prosumatori și cam 250 MW stocare.
″Prin comparație, la nivel de grup, în Italia sau Polonia vedem proiecte foarte mici. Această diferență ține de cadrul de reglementare al energiei regenerabile din fiecare țară. În Polonia, de exemplu, trebuie respectată o distanță minimă până la cea mai apropiată zonă rezidențială.
E vorba și de disponibilitatea terenurilor, plus de gradul de maturitate al pieței. România a început să facă regenerabile, să zic, cam în 2008. Câțiva ani, primul val, am făcut un salt, după care ne-am oprit mulți ani și acum am reluat. Între timp, celelalte stat au progresat, iar noi trebuie să recuperăm″, a arătat Luminița Diaconu-Pințea.
La ce se uită OX2 când trebuie să decidă dacă cumpără sau nu un proiect?
″Când selectăm un proiect, ne uităm la calitatea dezvoltatorului, la istoricul lui, ăsta e primul aspect. Ne uităm dacă e securizat terenul, în proprietate sau concesionat. Ne uităm să existe ATR, pentru că nu toate au, ne uităm la calitatea resursei eoliene sau solare și ne uităm la costul de racordare, care poate să fie foarte ridicat, se poate ajunge la sute de mii de euro pe megawatt.
Multe proiecte depind, pentru racordare, de lucrările de întărire pe care trebuie să le facă Transelectrica sau distribuitorii″, a spus Diaconu-Pințea.
Potrivit ei, mai pot exista limitări privind regimul de înălțime al parcurilor eoliene, domeniu în care avizele se dau de către Autoritatea Aeronatică Română, sau restricții de mediu, atunci când vine vorba de situri protejate Natura 2000.
În context, șefa OX2 România a reluat ideea expusă recent la Profit Energy.forum Edița a IX-a, potrivit căreia, din zecile de mii de MW de proiecte regenerabile aflate în diferite stadii de autorizare, doar o mică parte vor ajunge să fie puse în funcțiune, însă cele ″fantomă″ blochează în acte o capacitate semnificativă de racordare la rețele și întârzie implementarea celor serioase.
″De exemplu, un proiect al nostru din Botoșani, de 50 MW, a ajuns să aibă ca termen de racordare anul 2033. Când l-am cumpărat, acum 2 luni, avea estimare de conectare în anul 2028. În același timp, ATR-ul proaspăt emis vine la pachet cu garanția de 5% din tariful de racordare, care se percepe pentru lucrările necesare de întărire a rețelei.
E foarte bine că există obligația constituirii acestei garanții, dar costă aproape 1 milion de euro, pentru 50 MW. Plus cât mai cheltuiești pe studii de vânt efectuate timp de 1 an de zile, câteva sute de mii de euro, și cu obținerea autorizației de construire și a altor acte, ajungi la vreo 2 milioane de euro. Bani mobilizați în 2025-2026, iar după aceea ajungi să stai la coadă încă 7-8 ani de zile, timp în care proiectul își pierde din valoare și nu mai are cum să fie viabil.
Astfel că, la nivel de grup, s-a pus inclusiv problema să renunțăm la proiect.
Însă am spus că nu cred că cele aflate în fața noastră la coadă vor fi realmente construite. Soluția de filtrare a proiectelor ar fi să se modifice reglementările ANRE în materie, astfel încât să poată fi actualizate studiile de soluție de racordare, și nu cu 6 luni înainte de punerea sub tensiune, ca acum, ci mult mai devreme, adică la momentul obținerii autorizației de înființare, când trebuie să prezinți dovezi angajante că dispui de finanțarea necesară. Atunci să poți să ceri revizuirea studiului, astfel încât să ți se dea un nou ATR, cu termen de racordare mai mic.
Noi, pe baza analizelor noastre, estimăm că ne-am putea racorda în 2029 cu proiectul de la Botoșani″, a punctat Lăcrămioara Diaconu-Pințea.
Pentru a fi viabile economic, proiectele de producție de energie regenerabilă au în general nevoie de o formă sau alta de asigurare a unui preț minim pe termen lung, fie prin contracte de vânzare în avans (Power Purchase Agreements - PPA), fie prin scheme de sprijin precum contractele pentru diferență (CFD).
″Când ai un preț garantat, să zicem, pe 12 ani, pentru 70% din capacitatea de producție a unui proiect, poți controla cash-flow-ul și rentabilitatea acestuia. E drept că tu operezi 35-40 de ani, dar nu te împiedică nimeni să înnoiești contractele respective. Noi modelăm așa: ne uităm la curbele de preț și facem estimări pe 35-40 de ani. Pe urmă, vedem ce prețuri putem obține prin PPA și CFD.
După care facem un mix: 70% preț hedge-uit, mai mic, prin PPA sau CFD, și 30% din piață pură. Și așa facem prognoza de venituri. Iar cu cât ponderea de preț garantat e mai mare, rentabilitatea mea scade. Prețul de vânzare e mai mic, dar e mai sigur. Accept să sacrific o parte din veniturile mele viitoare în favoarea siguranței.
Există însă alți jucători, cum ar fi companiile mari de utilități, cu mai multe tehnologii de producție, sau furnizori de energie cu capacitate de achiziție mare, care nu vor atât de mult hedging, sau nu vor deloc.
Unii investitori cu care discutăm ne spun că ei nu vor PPA sau CFD, pentru că știu să gestioneze riscul de preț mic și preferă să riște pentru a putea captura cele mai mari cotații.
Pentru asta, însă, ai nevoie de diversificare de tehnologii, ca să faci față situațiilor când nu bate vântul, nu e soare și așa mai departe″, a conchis country-managerul OX2 România.
