Am intrat oficial în sezonul contractelor pentru diferență („CfD”).
După îndelungate așteptări, mecanismul CfD a fost inițiat de Guvernul României, prin Ministerul Energiei, în anul 2021, pentru a încuraja investiții în tehnologii pentru producerea de energie electrică cu emisii reduse de carbon (i.e., cele care utilizează resurse eoliene onshore, resurse eoliene offshore, resurse solare fotovoltaice, resurse hidro, resurse nucleare, hidrogen și stocarea energiei). Schema propusă prevede două mecanisme de sprijin, respectiv participarea la o licitație CfD desfășurată în baza unei scheme CfD, sau acordarea de ajutor de stat ad-hoc – în acest ultim caz, doar pentru tehnologiile eligibile de producere care nu pot face obiectul unei licitații CfD.
Mecanismul CfD funcționează astfel: când prețul de referință al energiei electrice este mai mic decât prețul de exercitare din contractul CfD, beneficiarul CfD are dreptul să primească diferența dintre cele două prețuri. În schimb, când prețul de referință al energiei electrice este mai mare decât prețul de exercitare, beneficiarul CfD trebuie să plătească diferența dintre cele două prețuri către Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale OPCOM S.A. („Contrapartea CfD”).
Prețul de referință este media ponderată a prețurilor (euro/MWh) din orice piețe pentru ziua următoare (DAM) operate de orice operator de piață de energie electrică din România, unde ponderarea se bazează pe volumele tranzacționate pe fiecare astfel de piață de către beneficiarii CfD (adică câștigătorii licitației) care utilizează aceeași tehnologie.
În cazul licitațiilor CfD, prețul de exercitare este cel licitat de beneficiar în cadrul licitației și introdus în contractul CfD aferent. Pe de altă parte, în cazul unui ajutor de stat CfD ad-hoc, prețul de exercitare se stabilește prin negociere directă, termenii și condițiile acestui contract fiind supuși obținerii deciziei de autorizare a ajutorului de stat din partea Comisiei Europene, după notificarea ajutorului de stat ad-hoc.
Contractul aferent schemei CfD pentru tehnologiile eoliene onshore și solare fotovoltaice a fost aprobat prin H.G. nr. 318/2024 privind aprobarea cadrului general pentru implementarea și funcționarea mecanismului de sprijin prin contracte pentru diferența pentru tehnologiile cu emisii reduse de carbon.
Prima licitație a fost lansată in mod formal în data de 5 septembrie 2024 prin Ordinul Ministrului Energiei nr. 1290/2024, vizând o capacitate instalată țintă de 1.000 MW pentru producția de energie electrică din eolian onshore, și una de 500 MW pentru producția de energie electrică din solar fotovoltaic.
Pentru prima licitație, prețurile de exercitare licitate nu vor putea depăși 82 EUR/MW pentru energia electrică produsă în instalații eoliene onshore și 78 EUR/MW pentru cea produsă în instalații solare fotovoltaice. Pentru participarea la această primă licitație, entitățile interesate vor trebui să depună:
- o ofertă tehnică, care să demonstreze îndeplinirea criteriilor de eligibilitate, atât de către solicitant, cat și de către proiectul propus, și în care se vor indica în mod obligatoriu capacitatea instalată propusă și data țintă de punere în funcțiune;
- o ofertă financiară, care precizează prețul de exercitare ofertat.
Până la data de 3 octombrie 2024 se puteau transmite oficialilor solicitări de clarificări, iar în data de 10 octombrie 2024 Ministerul Energiei a organizat o conferință unde participanții au avut ocazia de a discuta despre implementarea regulilor aferente schemei CfD.
Regăsiți mai jos o scurtă prezentare a celor mai importante aspecte care s-au discutat în cadrul respectivei conferințe, precum și aspecte care sunt de interes pentru participanții la piață:
Conform art. 5 din Anexa 1 la Ordinul Ministrului Energiei nr. 1290/2024, pentru a participa la schema CfD, solicitanții trebuie să îndeplinească cumulativ toate criteriile de eligibilitate prevăzute în Secțiunea 2.1 din Anexa 2 a aceluiași ordin. Printre aceste cerințe se numără și aceea ca activitatea principală sau secundară înscrisă în actele statutare ale solicitantului să fie producția de energie electrică (cod CAEN 3511 – Producția de energie electrică).
Cu alte cuvinte, fondurile de investiții nu vor putea participa la licitație direct, ci doar prin vehicule investiționale cu destinație specială – special purpose vehicles („SPV-uri”), sau prin sub-fonduri/filiale care au ca activitate principală/secundară, înscrisă în actele constitutive, producția de energie electrică. Fondurile de investiții nespecializate par să fie, prin urmare, descalificate.
Situația ar putea deveni cu adevărat tristă pentru acele societăți din România care sunt nevoite să își modifice structura de grup sau să își completeze acum obiectul de activitate cu producția de energie electrică pentru a fi eligibile să participe la prima licitație CfD. O modificare a structurii de grup cel mai probabil ar presupune notificarea Comisiei pentru Examinarea Investițiilor Străine Directe – CEISD, ceea ce presupune, în practică, proceduri de aproximativ 6 săptămâni. În același timp, chiar și simpla modificare a obiectului de activitate al unei societăți poate dura aproximativ o lună în contextul problemelor cauzate de lucrările de modernizare a portalului de servicii online al Registrului Comerțului.
O altă cerință de eligibilitate (și cea care a iscat cele mai multe discuții în cadrul conferinței) este ca solicitantul să dețină experiență în dezvoltarea, construcția sau operarea de proiecte comparabile în România sau la nivel global, în orice perioadă din ultimii 10 ani. Conform Secțiunii 2.1 pct. Iii) din Ordinul Ministrului Energiei nr. 1290/2024, prin “proiecte comparabile” se înțelege proiecte cu aceeași tehnologie, deci eoliană onshore și/sau solară fotovoltaică. Această cerință limitează destul de mult numărul potențialilor participanți întrucât pare că se elimină indirect posibilitatea ca un SPV să participe direct la licitație. Atragem atenția asupra faptului că în practică, în România, capacitățile de producție a energiei regenerabile sunt dezvoltate și operate de SPV-uri distincte care au fost create chiar în acest scop.
Pe de altă parte, într-adevăr, se permite câștigătorilor posibilitatea de a desemna drept semnatar al contractului CfD acel SPV care dezvoltă în fapt proiectul beneficiar al schemei. Dar chiar și așa, societatea-mamă va trebui în continuare să aibă ca activitate principală/secundară producția de energie electrică și să demonstreze experiență în dezvoltarea, construcția sau operarea de proiecte comparabile. Prin urmare, marii furnizori de energie electrică din România par a fi singurii care ar putea satisface acest criteriu.
Nici măcar participarea în cadrul unui consorțiu nu pare a clarifica aceasta situație, în condițiile în care relevantă pentru scopul evaluării îndeplinirii condițiilor de eligibilitate este doar experiența celui desemnat drept lider al consorțiului (și care trebuie să dețină cel puțin 20% din SPV). Mai mult decât atât, la data semnării contractului CfD, toți membrii consorțiului trebuie să facă dovada deținerii SPV-ului în proporția indicată în ofertă, ceea ce înseamnă că mecanismul participării în cadrul unui consorțiu pare a fi util doar pentru SPV-urile deținute de mai mulți asociați.
Având în vedere că, astfel cum am arătat mai sus, solicitantul/liderul de consorțiu trebuie să demonstreze în propria sa persoană îndeplinirea criteriului experienței, rezultă ca societățile care dețin în prezent mai multe filiale care dezvoltă alte capacități de producție energie regenerabilă nu pot proba experiența prin prisma acelor proiecte întrucât solicitantul/liderul de consorțiu ar trebui să dețină proiectele direct, nu indirect. Îndeplinirea criteriului experienței se dovedește prin prezentarea de contracte privind terenurile, autorizații construire, contracte de racordare, EPC etc., iar toate acestea ar trebui să fie emise în favoarea solicitantului/liderului de consorțiu sau încheiate de către acesta, nu de către SPV. Așadar, soluția în acest caz pare a fi fuziunea prin absorbție între societatea mamă și propriile filiale dezvoltatoare de capacități de producție energie regenerabilă, astfel încât societatea-mamă (și totodată solicitantul în cadrul licitației CfD) să devină succesorul în drepturi și obligații al SPV-urilor respective.
Notăm, totuși, că prin soluția descrisă mai sus s-ar lipsi de conținut ideea de separare a liniilor de business, deși acest modus operandi este cel mai uzitat în zilele noastre. În plus, se menține și în acest caz problema întârzierilor de la Registrul Comerțului cauzate de lucrările de modernizare a portalului de servicii online, ceea ce înseamnă că dacă cei interesați ar începe de acum să implementeze schimbările corporative necesare, cel mai probabil aceștia vor putea participa doar la a doua licitație CfD anunțată pentru anul 2025, nicidecum la prima.
Separat, observăm că se cere demonstrarea experienței în dezvoltare, construcție sau operare, deci nu în toate cele trei tipuri de activități. De asemenea, se cere ca experiența să fie în orice perioadă din ultimii 10 ani, ceea ce înseamnă ca inclusiv jucătorii mai noi din piață ar putea participa la licitația CfD. Departajarea ofertelor cu același preț de exercitare nu s-ar face prin raportare la cât de experimentați sunt solicitanții, deci cei cu 1-2 ani experiență în dezvoltare nu ar fi dezavantajați față de cei cu mai mulți ani de experiență sau care au fost implicați în mai multe tipuri de activități (e.g., dezvoltare și operare).
O altă cerință de eligibilitate care pare a pune probleme potențialilor participanți la prima licitație CfD este și cea referitoare la necalificarea drept întreprindere în dificultate în sensul pct. 20 din Comunicarea Comisiei (2014/C249/2001) – Orientări privind ajutoarele de stat pentru salvarea și restructurarea întreprinderilor nefinanciare aflate în dificultate. Conform acestei prevederi, unul din cazurile în care o societate cu răspundere limitată se află în dificultate este atunci când mai mult de jumătate din capitalul social subscris a dispărut din cauza pierderilor acumulate. Într-o astfel de situație, în considerarea art. 153^24 din Legea Societăților nr. 31/1990, se poate proceda fie la reducerea capitalului social cu un cuantum cel puțin egal cu cel al pierderilor care nu au putut fi acoperite din rezerve, fie la reconstituirea activului net al societății până la nivelul unei valori cel puțin egale cu jumătate din capitalul social. Pentru ipoteza reducerii capital, este evident necesară modificarea actului constitutiv și înregistrarea sa la Registrul Comerțului, deci ne întoarcem și în acest caz la problema întârzierilor de la Registrul Comerțului.
Având în vedere cele de mai sus, aparent, un SPV care are un proiect adus la stadiul gata de construit, conform prevederilor legale existente, pare să îndeplinească criteriile de eligibilitate prezentate mai sus. Totuși va trebui ca această abordare să treacă testul timpului pentru a vedea cum decid autoritățile să o interpreteze.
Cerințele de eligibilitate ale proiectului sunt stabilite în Secțiunea 2.2 din Anexa 2 la Ordinul Ministrului Energiei nr. 1290/2024, iar criteriul care a ridicat numeroase întrebări este în legătură cu data țintă de punere în funcțiune. Mai exact, această dată, astfel cum este specificată în cererea de finanțare, nu trebuie să depășească 36 de luni de la data anticipată a semnării contractului CfD de Contrapartea CfD (i.e., 20 ianuarie 2025 conform calendarului indicativ publicat pe site-ul Ministerului Energiei). În acest context, se pune întrebarea dacă se mai pot considera eligibile acele proiecte pentru care avizul tehnic de racordare („ATR”) stabilește că punerea în funcțiune are loc ulterior expirării termenului de 36 de luni de la data anticipată a semnării contractului CfD, precum și care sunt consecințele dacă termenul este depășit din motive ce nu țin de aplicant.
Cu privire la prima întrebare, răspunsul primit în cadrul conferinței a fost clar în sensul că aceste proiecte nu vor fi considerate eligibile, ceea ce înseamnă că în situația în care un participant la licitație obține ATR-ul pentru proiectul relevant după ce este declarat câștigător și încheie contractul CfD, iar ATR-ul prevede că punerea în funcțiune poate avea loc doar după expirarea termenului limită, contractul CfD va putea fi reziliat, iar garanția de bună execuție de 75.000 EUR/MW executată. Există, așadar, un risc destul de mare de pierderi financiare semnificative din cauze care nici măcar nu țin de conduita participanților la licitație. În același sens par să fie interpretările și cu privire la cea de-a doua întrebare, indiferent cine poartă vina depășirii termenului, contractul CfD putând să fie reziliat, iar garanția de bună execuție de 75.000 EUR/MW executată.
Nu doar cerințele de eligibilitate au ridicat probleme pentru potențialii participanți la prima licitație CfD, ci și riscul de neîndeplinire a unor obligații asumate de către semnatarii contractului CfD.
Este vorba, în primul rând, de declarația dată de producător prin art. 10.1.11 din contractul CfD aprobat prin H.G. nr. 318/2024, respectiv că atât producătorul, cât și proiectul îndeplinesc și vor continua să îndeplinească criteriile de eligibilitate aplicabile licitației pe toată durata contractului CfD. Cu alte cuvinte, în situația în care solicitantul desemnează SPV-ul dezvoltator al proiectului pentru semnarea contractului CfD, va fi necesar ca SPV-ul să îndeplinească la rândul său cerința experienței în dezvoltare, construcție sau operare. Pe de altă parte, practica din România este în sensul că fiecare proiect în parte este dezvoltat și operat de un SPV separat, ceea ce face ca declarația de mai sus să fie aproape imposibil de îndeplinit, mai puțin în situația în care s-ar considera că SPV-ul poate să își demonstreze experiența în dezvoltare prin însăși proiectul care beneficiază de schema de finanțare CfD.
Problematică este și declarația dată de producător prin art. 10.1.6 conform căreia nu există niciun litigiu, arbitraj, proces sau procedură administrativă, nicio reclamație sau investigație fiscală împotriva producătorului, aflată în curs de desfășurare sau în curs de soluționare. Observăm că limbajul este unul general, nefăcându-se referire doar la acele litigii, arbitraje etc. care au legătură cu contractul CfD. Așadar, dacă vorbim de societăți cu istoric, care au fost constituite în trecut și care nu au avut ca linie de business doar producția de energie electrică, ci și furnizarea altor tipuri de servicii (e.g., distribuție energie electrică, trading ș.a.m.d.), riscul ca acele societăți să fie implicate în litigii fără legătură cu schema CfD este unul destul de ridicat. Poate fi vorba de litigii cu consumatorii (în cazul unui furnizor de energie electrică), litigii cu partenerii comerciali sau inclusiv cu personalul propriu (e.g., privind plata drepturilor salariale). Desigur, o astfel de interpretare ar lipsi de conținut textul contractual, iar intenția legiuitorului cu siguranță a fost alta, însă suntem de părere ca declarația de la art. 10.1.6 din contractul CfD ar trebui revizuită cu ocazia semnării contractelor pentru a evita situația rezilierii unor contracte CfD din cauze care nu au legătură cu schema de finanțare.
Separat, se mai pune problema sancțiunii aplicabile în cazul în care ATR-ul nu este emis de operatorul de rețea în termen de 6 luni de la data încheierii contractului CfD, în condițiile în care întârzierile în cadrul acestei proceduri sunt notorii chiar dacă solicitarea de emitere a ATR-ului a fost depusă de beneficiar în timp util. Conform art. 13.1 din contractul CfD aprobat prin H.G. nr. 318/2024, sancțiunea este rezilierea contractului, iar Contrapartea CfD va avea dreptul de a executa garanția de bună execuție chiar dacă neîndeplinirea obligației de depunere a copiei ATR-ului s-a datorat unor cauze fără legătură cu producătorul. Aceeași sancțiune se aplică și în situația în care se depășește data limită de punere în funcțiune din cauze obiective, independente de voința și controlul producătorului – deci inclusiv atunci când data limită de punere în funcțiune a proiectului este depășită din cauza nerealizării lucrărilor de întărire de către operatorul de rețea în termenul asumat de acesta. Atragem atenția că în cadrul conferinței din data de 10 octombrie 2024, s-a confirmat faptul că nerealizarea lucrărilor de întărire de către operatorul de rețea nu constituie eveniment de forță majoră, deci producătorul nu se va putea prevala de această cauză exoneratoare de răspundere nici măcar în situația descrisă mai sus.
În ceea ce privește depunerea unei cereri de finanțare doar pentru o parte din capacitatea unui proiect (e.g., pentru proiectele mari, a căror capacitate depășește maximul de 25% din capacitatea oferită prin licitație), acest lucru va fi posibil doar dacă respectiva capacitate este măsurată separat de restul proiectului, pe toată durata de valabilitate a contractului CfD. Prin urmare, pentru capacitățile mai vechi, ar trebui adăugat un sistem nou de metering. Pe lângă faptul ca instalarea unui astfel de sistem este foarte costisitoare, se mai pune și problema actualizării ATR-ului aferent instalației vechi pentru a acoperi și sistemul de metering. Această actualizare însă necesită timp, iar istoria recentă ne arată că ar trebui în jur de 6-8 luni pentru ca actualizarea să fie obținută, ceea ce înseamnă că cei care intenționau să depună cereri de finanțare doar pentru o parte din capacitatea unui proiect existent vor fi cel mai probabil nevoiți să aștepte până la următoarea licitație, astfel încât să fie siguri că obțin includerea în ATR a sistemului de metering separat în timp util.
Concluzionând, în ciuda eforturilor semnificative ale legiuitorului de a crea un cadru legislativ cât mai predictibil pentru CfD, sunt încă multe aspecte care trebuie revizuite pentru a face mecanismul cu adevărat atractiv pentru investitori. Partea bună este că regulile actuale se aplică doar pentru prima licitație, ceea ce înseamnă că problemele identificate acum pot fi soluționate înainte de licitația planificată pentru 2025. Până atunci, nu rămâne decât să așteptăm publicarea de către Ministerul Energiei a clarificărilor la solicitările făcute de potențialii participanți cu privire la prima licitație.