GRIGORESCU PARTNERS

Piața românească de energie regenerabilă intră în 2026 într-o etapă de maturizare, în care dimensiunea pipeline-ului contează mai puțin decât capacitatea proiectelor de a fi racordate, finanțate, construite și puse efectiv în funcțiune. Noile reguli privind accesul la rețea, garanțiile financiare și autorizarea ANRE accelerează selecția proiectelor viabile și obligă dezvoltatorii să mobilizeze capital mai devreme, în timp ce CfD-urile, PPA-urile și structura contractelor EPC devin decisive pentru bancabilitate. În paralel, investițiile în sisteme de stocare BESS și proiecte hibride se extind rapid, iar piața M&A se pregătește pentru o perioadă de consolidare. Horia Grigorescu, Managing Partner al Grigorescu & Partners, explică principalele riscuri juridice și comerciale ale proiectelor energetice și anticipează că, în perioada 2027-2030, stocarea, energia eoliană onshore și offshore, modernizarea rețelelor și tranzacțiile cu proiecte regenerabile vor concentra o parte importantă a investițiilor. 

- Cum apreciați evoluția pieței românești de energie regenerabilă în 2026 și care sunt principalele schimbări legislative și de reglementare care influențează în prezent deciziile investitorilor și dezvoltatorilor?
- 2026 este, în opinia mea, anul în care piața românească începe să se maturizeze cu adevărat. Până recent, discuția era, în principal, despre câți MW sunt în dezvoltare, câte proiecte au teren sau ATR și cât de mare este pipeline-ul României. Astăzi, întrebarea relevantă este mai simplă: câte dintre aceste proiecte pot fi efectiv construite, finanțate și puse în funcțiune? Diferența este importantă. La 1 iulie 2026, ANRE raporta aproximativ 113,7 GW de proiecte cu ATR valabil. Dintre acestea, circa 55,4 GW aveau contract de racordare, 33,8 GW aveau și autorizație de construire, iar numai aproximativ 11,2 GW ajunseseră cumulativ la contract de racordare, autorizație de construire și autorizație de înființare ANRE. Aceasta este imaginea reală a pieței: avem un pipeline foarte mare, dar procesul de selecție devine mult mai dur. Noile reguli privind racordarea, garanțiile financiare și autorizația de înființare obligă dezvoltatorii să demonstreze mai devreme că au capitalul și capacitatea de a duce proiectul până la capăt. În paralel, CfD-urile susțin bancabilitatea proiectelor solare și eoliene, iar BESS a devenit deja unul dintre cele mai dinamice segmente. Din perspectiva noastră, consultanța juridică în energie nu mai poate fi separată de business. La Grigorescu & Partners, încercăm să privim proiectul așa cum îl privește investitorul: nu doar dacă este conform juridic, ci dacă poate fi racordat, construit, finanțat și tranzacționat. 

- Accesul la rețea rămâne una dintre principalele provocări pentru proiectele regenerabile. Cum modifică noile reguli privind alocarea capacității, garanțiile financiare și termenele asociate ATR-urilor strategiile dezvoltatorilor și ce riscuri juridice considerați că trebuie gestionate cu prioritate?
- Accesul la rețea este, în acest moment, probabil cea mai importantă problemă a unui proiect energetic în România. Un ATR rămâne esențial, dar nu mai este suficient. Pentru un investitor contează ce există în spatele lui: ce lucrări sunt necesare, cine le execută, cât costă, când pot fi finalizate, ce garanții trebuie constituite și în ce situații poate proiectul pierde dreptul de racordare. Noile reguli au introdus și o componentă financiară puternică. Pentru proiectele care intră în mecanismul de alocare a capacității, garanția de participare pentru procedura din 2026 este de 20.000 de euro/MW. La 100 MW, vorbim de două milioane de euro numai pentru această garanție. În alte etape pot apărea și garanția aferentă racordării, de 30 de euro/kW, asociată autorizației de înființare ANRE. Regimurile diferă de la un proiect la altul, dar concluzia este clară: dezvoltarea începe să consume capital real mult mai devreme decât înainte.
La fel de important este calendarul. Autorizația de construire, autorizația de înființare, contractul de racordare și lucrările de rețea trebuie gestionate împreună. În practică, acesta este unul dintre domeniile în care lucrăm cel mai mult cu clienții noștri: analizăm ATR-uri, contracte de racordare, lucrări de întărire și condiționări tehnice pentru a înțelege nu doar ce spune documentul, ci ce risc economic produce pentru proiect. 

- Din experiența Grigorescu & Partners, care sunt principalele elemente ce diferențiază în prezent un proiect ready-to-build de unul cu adevărat bancabil?
- Aici aș face o distincție foarte simplă: ready-to-build înseamnă că poți începe construcția. Bancabil înseamnă că cineva este dispus să îți finanțeze construcția. Nu este același lucru. Pentru a fi bancabil, proiectul trebuie să aibă un drept solid asupra terenului, autorizații valabile, o soluție de racordare realizabilă într-un calendar credibil și o structură contractuală care protejează investitorul și finanțatorul. Apoi intră în analiză EPC-ul, garanțiile de performanță, penalitățile pentru întârziere, furnizorii de echipamente, asigurările și modelul de venit - fie că vorbim despre CfD, PPA sau expunere merchant. Când facem due diligence pentru un cumpărător sau pregătim un proiect pentru tranzacție, întrebarea centrală este foarte simplă: ce mă poate împiedica să ajung la COD și cât mă poate costa? Acolo se vede diferența dintre un proiect doar "dezvoltat" și unul cu adevărat bancabil. 

- Investițiile în sisteme de stocare BESS au accelerat semnificativ. Care sunt principalele dificultăți juridice, de autorizare, racordare și finanțare care pot întârzia aceste investiții?
- BESS este probabil segmentul care s-a maturizat cel mai rapid în România. În urmă cu doi-trei ani discutam despre stocare mai ales ca despre o direcție viitoare. Astăzi avem proiecte în construcție, altele deja finanțate și un pipeline foarte mare. Problema este că BESS nu este doar "o baterie lângă un parc solar". La racordare trebuie analizate distinct puterea de absorbție și cea de evacuare, condițiile tehnice, sistemele de control, EMS-ul și procedurile de punere în funcțiune. La autorizare trebuie coordonate urbanismul, construcția, mediul și cerințele de securitate, iar schimbările de configurație tehnică pot afecta documentele deja obținute. La finanțare apar alte întrebări: degradarea bateriilor, numărul de cicluri, suplimentarea capacității, disponibilitatea, garanțiile OEM și modul în care acestea se corelează cu strategia comercială. Și, poate cel mai important, trebuie răspuns la întrebarea: de unde vine venitul?
La BESS vorbim de arbitraj, echilibrare, servicii de sistem și combinarea mai multor surse de venit. De aceea, contractul cu optimizatorul sau cu furnizorul de servicii de acces la piață poate deveni aproape la fel de important ca echipamentul. Este și motivul pentru care ne-am concentrat puternic pe acest segment la Grigorescu & Partners. În BESS trebuie să poți conecta reglementarea ANRE, racordarea, EPC-ul, furnizarea, garanțiile, finanțarea și strategia comercială într-o singură imagine. 

- Cum vedeți evoluția finanțărilor pentru proiectele solare, eoliene și BESS și ce rol au PPA-urile, CfD-urile și contractele EPC în evaluarea bancabilității?
- Finanțarea devine mai sofisticată, dar și mai pragmatică. CfD-ul este foarte important pentru că oferă predictibilitate veniturilor pe termen lung. Pentru o bancă, aceasta reduce unul dintre riscurile principale ale unui proiect regenerabil: volatilitatea prețului energiei. PPA-urile au același rol de stabilizare, dar aici contează foarte mult cine este cumpărătorul energiei, durata contractului și modul în care sunt împărțite riscurile legate de volum, dezechilibru, limitarea producției sau încetarea anticipată a contractului. În același timp, începem să vedem și proiecte merchant care pot obține finanțare, ceea ce indică maturizarea pieței.
Un proiect cu un CfD foarte bun poate rămâne dificil de finanțat dacă EPC-ul este slab, dacă nu există penalități reale pentru întârzieri sau dacă apare un decalaj între finalizarea centralei și momentul în care aceasta poate fi energizată din rețea. De aceea, pentru noi, bancabilitatea înseamnă, în esență, alinierea a trei elemente: racordare, construcție și venit. Dacă unul dintre ele nu funcționează, întregul proiect devine mai dificil de finanțat. 

-Care sunt cele mai frecvente probleme identificate în procesele de due diligence și ce riscuri pot influența decisiv valoarea unei tranzacții?
- În due diligence vedem frecvent aceeași problemă: proiectul arată bine la prima vedere, dar riscurile apar atunci când începi să legi documentele între ele. La teren analizăm nu doar existența unui drept, ci durata, opozabilitatea, accesul, traseele de cablu și dacă toate suprafețele necesare sunt securizate. La autorizare verificăm dacă documentele sunt valabile și dacă proiectul ce va fi construit corespunde celui autorizat. La racordare nu este suficient să existe ATR. Trebuie înțelese lucrările de întărire, costurile, termenele și eventualele limitări operaționale. În 2026, această analiză este cu atât mai importantă cu cât anumite întârzieri pot conduce la executarea garanțiilor sau chiar la pierderea unor drepturi de racordare. Pe partea ANRE analizăm autorizația de înființare, condițiile sale, termenele, garanțiile și obligațiile privind finanțarea. În funcție de tranzacție, se adaugă apoi aspectele privind FDI, schimbarea controlului, CfD-urile, granturile, EPC-ul, O&M și celelalte contracte relevante. Toate aceste riscuri ajung, în final, în preț. De aceea, nu cred că mai putem vorbi serios despre o valoare standard de "x euro/MW" doar pentru că un proiect are ATR și autorizație de construire. Valoarea reală este dată de probabilitatea ca acel MW să ajungă în operare. Acesta este și motivul pentru care încercăm să combinăm due diligence-ul juridic cu o înțelegere foarte concretă a racordării și dezvoltării proiectului. 

- Privind către 2027-2030, în ce segmente anticipați cea mai intensă activitate investițională și juridică?
- Cred că următorii ani vor fi interesanți tocmai pentru că aceste segmente nu vor mai putea fi privite separat. BESS și proiectele hibride vor crește foarte mult, pentru că sistemul are nevoie de flexibilitate. Solarul va continua să se dezvolte, dar întrebarea va fi tot mai puțin "câți MW mai putem construi?" și tot mai mult "cum monetizăm acești MW într-o piață cu foarte mult solar în aceleași ore?". De aici vin stocarea, hibridizarea și optimizarea producției. Pentru eolianul onshore cred că vedem deja începutul unui nou ciclu investițional, susținut inclusiv de CfD. În viitor însă, energia eoliană offshore va deveni una dintre marile teme juridice și investiționale, chiar dacă punerea în funcțiune a proiectelor va avea loc mai târziu. Dar, din punctul meu de vedere, cea mai importantă investiție transversală rămâne rețeaua. Putem dezvolta foarte multe proiecte, dar fără investiții suficiente în transport și distribuție o parte dintre aceste capacități nu vor putea fi integrate economic.
În paralel, mă aștept și la o piață M&A foarte activă. Garanțiile, costurile de dezvoltare și termenele mai stricte vor pune presiune pe dezvoltatorii cu pipeline-uri mari, dar capital limitat. Vom vedea probabil mai multe asocieri, consolidări și ieșiri din investiții. România rămâne o piață foarte bună pentru investitori, dar nu mai este suficient să cumperi MW. Trebuie să cumperi MW care pot ajunge în operare. Acesta este și modul în care lucrăm la Grigorescu & Partners: încercăm să urmărim întreg ciclul proiectului - de la teren și racordare, până la autorizare ANRE, due diligence, SPA, EPC, PPA, finanțare și punere în funcțiune. În energie, cele mai costisitoare dificultăți apar adesea între aceste etape, iar valoarea unui consultant bun constă în capacitatea de a le identifica înainte să genereze probleme la finanțare, la închiderea tranzacției sau în timpul construcției.