În această analiză (am încercat să fie cât mai obiectivă) mă voi axa pe energia produsă prin sisteme fotovoltaice și voi face o analiză pentru situația noastră din România. Voi analiza care ar putea fi prețul energiei electrice produse din surse fotovoltaice în cazul unor investiții noi, pentru a putea apoi dezbate și eventual argumenta nevoia unei noi scheme de sprijin pentru aceste investiții sau a unui cadru care să faciliteze dezvoltarea lor.

În contextul actual, pentru noi capacități mari de producere e nevoie în primul rând de investitori care să aibă încredere în predictibilitatea scenariului de business care stă la baza deciziei lor de a investi. Elementele principale ale acestui scenariu sunt prețul (sau intervalele de preț) la care vor putea vinde energia și existența cererii pe întregul orizont de timp al acestui scenariu. Presupun în această analiză că cererea va exista și îmi concentrez atenția asupra determinării prețului de vânzare a energiei pentru care acest tip de investiții ar putea face sens, iar pentru aceasta voi folosi bine cunoscuta metodă a LCOE (Levelized Cost of Electricity). Acest indicator, LCOE, va reprezenta prețul minim la care ar trebui vândută energia produsă pentru ca investiția să își atingă criteriul stabilit de profitabilitate. În calculul acestui indicator intră următoarele variabile: investiția inițială, costurile anuale de operare și mentenanță, cantitatea de energie care va fi produsă și rata de rentabilitate urmărită pentru proiect.

Investiția inițială pentru un proiect nou fotovoltaic include, în mare, următoarele: panourile, invertoarele, structura de susținere, cablurile de curent continuu și curent alternativ, posturile de transformare, conectarea la sistemul energetic, terenul, sisteme de monitorizare, manopera efectivă de realizare a instalațiilor, proiectare și cheltieli aferente taxelor și autorizațiilor necesare pentru relizarea proiectului și punerea în funcțiune a acestuia. Este greu de considerat o valoare uniformă pentru investiția inițială în special datorită costurilor variabile în ceea ce privește conectarea și integrarea în sistemul energetic. Pentru proiectele noi, în momentul de față investiția inițială poate varia în intervalul 475.000 – 675.000 EUR/MWp. Datorită acestui fapt, în analiza de față voi considera investiția inițială ca fiind o variabilă care poate lua valori în acest interval.

Costurile anuale de operare și mentenanță includ, în mare, următoarele componente: mentenanța planificată și mentenanța corectivă, costurile de operare comercială, utilități și diverse abonamente și servicii (date, supraveghere video, pază etc.) și echilibrare. În analiza de față voi considera o valoare medie pentru aceste costuri de operare și mentenanță ca fiind 20.000 EUR/MWp și an, iar costurile de echilibrare le voi considera ca fiind 10% din veniturile realizate din vânzarea energiei.

Cantitatea de energie produsă este dependentă în principal de locația unde capacitatea fotovoltaică este amplasată (consider ca indiferent unde ar fi amplasată în România se va urmări o orientare și înclinare optimă, iar din punct de vedere al tehnologiei consider că se vor utiliza panouri și invertoare de ultimă generație cu poziție fixă – fără ”tracking”). Astfel, cantitatea de energie poate varia în special cu latitudinea, adică sistemele amplasate în sudul țării vor fi mai performante (vor avea un load factor mai mare decât cele amplasate în nordul țării). Din acest motiv voi considera cantitatea de energie produsă ca variind în analiză în intervalul 1200-1400 MWh/MWp. Acest load factor îl voi reduce anual cu 0,5% pe întregul orizont de analiză pentru a cuantifica efectul degradării în timp a producției.

Rata de rentabilitate urmărită de proiect reprezintă profitabilitatea investiției. Fiecare investitor urmărește o profitabilitate cât mai mare, ceea ce este perfect normal, deoarece fiecare dintre noi am vrea să obținem cât mai mult posibil de pe urma capitalului investit, însă acest lucru nu este întotdeauna posibil. Totuși, așteptările de profitabilitate diferă de la investitor la investitor, fiecare setându-și diverse limite inferioare ale nivelului de profitabilitate așteptat de pe urma unor investiții, aceste așteptări fiind de cele mai multe ori influențate de oportunitatea investiției (comparativ cu alte posibilități de investiție) și de riscul investiției. În cazul acestei analiza rentabilitate va fi reprezentată de rata internă de rentabilitate a proiectului (IRR – internal rate of return). Deoarece profitabilitatea este specifică fiecărui tip de investitor, fiecare având așteptări diferite de la investiție datorită oportunității pe care o vede și a riscului pe care îl percepe, aceasta va reprezenta o variabilă în analiza de față.

Ca un ultim element de luat în considerare pentru o astfel de analiză este orizontul de timp pentru care aceasta se face, adică durata de timp în care se așteaptă să se atingă nivelul de profitabilitate propus (rata internă de rentabilitate a proiectului în cazul de față). Deoarece durata normată de viață a unor astfel de proiecte este de 25 de ani, vom considera ca orizont de analiză o perioadă de 25 de ani.

Pentru a reflecta cât mai bine prețul final al energiei vândute vom lua în considerare și impozitul pe profit. Menționez că această analiză este independentă de capacitatea instalată, adică este valabilă atât pentru o capacitate instalată de 1 MWp, cât și pentru una de 100 MWp, cu mențiunea că în primul caz este posibil să fie costuri de operare și mentenanță mai mari decât media considerată aici, iar în al doilea mai mici.

Tabelul de mai jos determină ratele de rentabilitate pentru proiectele descrise mai sus, ținând cont de variația parametrilor menționați: producția de energie, investiția specifică, rata internă de rentabilitate și prețul care asigură această rată internă de rentabilitate. Ratele de rentabilitate includ și inflația, astfel aceasta trebuie să acopere și efectul inflației asupra valorii banilor.

Se poate remarca cu ușurință că la un preț comercializare a energiei de 40 EUR/MWh, la o investiție specifică chiar și de 475.000 EUR/MWp și producție specifică de 1400 MWh/MWp an, în scenariul construit abia se atinge o rată de rentabilitate de 1,05% într-un orizont de 25 de ani, care este posibil ca nici măcar să nu acopere inflația pe termen lung. Pentru celelalte scenarii, la acest preț, rata de rentabilitate este negativă. Astfel, se poate concluziona cu ușurință că la un preț de 40 EUR/MWh niciun investitor nu ar decide să facă o asemenea investiție (e posibil chiar și dobânda unui depozit bancar să fie mai avantajoasă).

Dacă analizăm următorul prag de preț, cel de 55 EUR/MWh, ratele de rentabilitate, ar varia între 0,84% la o investiție de 675.000 EUR/MWp și o producție specifică de 1200 de ore echivalente și 6,77% în cazul unei producții de 1400 ore echivalente și o investiție inițială de doar 475.000 EUR/MWp. Acest preț (destul de similar cu prețul actual al energiei) ar asigura randamente acceptabile pentru anumite categorii de investitori, dacă proiectele ar fi localizate în zonele sudice din România și dacă investițiile specifice s-ar situa în zona pragurilor inferioare (nu știu în ce măsură este deocamdată posibil ca investițiile specifice totale să ajungă atât de jos).

La pragul următor, de 70 EUR/MWh, randamentele devin atractive pentru majoritatea cazurilor, însă acest preț este mai mare decât prețul actual de tranzacționare a energiei în România. Pentru pragul de 85 EUR/MWh, randamentele depășesc 8-9% pentru aproape toate cazurile, astfel de investiții fiind atractive pentru o serie largă de investitori.

Datele din tabelul de mai sus sunt sintetizate și sub formă grafică mai jos, curbele reprezentând pragurile de rentabilitate la o eșantionare de 2,5%.

Din analiza de mai sus se poate concluziona că investițiile în capacități noi de energie din sursă fotovoltaică sunt rentabile în condiții limită la un preț care se află în intervalele actuale de tranzacționare a energiei și e foarte probabil ca în asemenea condiții interesul pentru astfel de investiții să lipsească. Astfel de investiții încep să aibă randamente mai bune la un preț de 70+ EUR/MWh. După cum spuneam mai sus, randamentul așteptat de la o investiție este specific fiecărui investitor, acesta setând-ul în funcție de oportunitate și de riscul perceput pentru investiție. Natural vine și întrebarea, cât de riscante sunt astfel de investiții în România? Riscul poate îmbrăca forme diverse, cum ar fi riscul de legislație și reglementare (vezi schema anterioare de susținere a energiei verzi și riscurile asociate), riscul tehnologic, riscul de piață etc.

O modalitate de a minimiza riscul de piață este printr-o schemă de susținere, dar atunci se amplifică riscul legislativ și de reglementare sau printr-un contract pe termen lung (vezi PPA – Power Purchase Agreement), dar atunci intervine riscul de contrapartidă, însă cele două elemente creează un cadru mai favorabil.

Astfel, concluzia este că pentru a realiza noi capacități, în situația de față, e nevoie de o schemă de susținere sau de posibilitatea de a încheia contracte pe termen lung. Dacă în cazul unei scheme de susținere consumatorul final va fi cel care va acoperi diferența dintre prețul obținut din vânzarea de energie și prețul așteptat de investitor pentru a-și atinge obiectivele de profitabilitate care au stat la baza deciziei de a realiza investiția, în cazul contractelor pe termen lung, întrebarea pe care mi-o pun este dacă vor exista consumatori finali care să plătească mai mult azi pentru energia produsă din sursă regenerabilă în ideea susținerii acestei industrii și a obiectivelor lor de sustenabilitate, dar și în ideea unei ”asigurări” care să le blocheze un anumit preț fix pe termen lung pentru electricitate.

Energia regenerabilă nu este neapărat mai ieftină decât alternativele existente actuale, cel puțin în cazul analizat aici, însă sunt o alternativă pentru capacități noi care vin cu un cost al energiei în zona prețului surselor actuale și cu avantajul că înlocuiesc acele capacități cu emisii de carbon ridicate. Ar fi și mai frumos dacă ar veni și cu un cost mai scăzut pentru energie, însă în cazul nostru cel puțin, acest lucru e posibil doar dacă costul specific al acestora scade și dacă investițiile se realizează de investitori  cu așteptări rezonabile și angajament pe termen lung (25+ ani). Pentru aceasta, condiția esențială este încrederea, adică o percepție de risc cât mai scăzută în schimbări negative pentru investitor în ceea ce ține de legislație și reglementare, piață și nu în ultimul rând un confort cu tehnologia.