Deficit de investiții în rețelele de distribuție a energiei: riscuri de blocaje majore
România se confruntă cu un deficit semnificativ de investiții în rețelele de distribuție a energiei electrice, ceea ce ar putea genera blocaje majore în sectorul energetic. Potrivit Federației ACUE, necesarul de finanțare depășește 11 miliarde de euro, în timp ce planurile aprobate ale operatorilor de distribuție pentru actuala perioadă de reglementare însumează aproximativ 3,8 miliarde de euro, inclusiv 1,1 miliarde de euro din finanțare europeană.
Cristina Păun, Directorul Adjunct al Federației ACUE, a declarat că viteza investițiilor în rețele nu este limitată de capacitatea operatorilor de a derula proiecte, ci de lipsa finanțării și de un cadru de reglementare neadaptat realității. Ea a subliniat că operatorii de distribuție au absorbit în timp record fondurile nerambursabile disponibile, iar în cazul Fondului pentru modernizare exista promisiunea suplimentării anvelopei de la 1,1 miliarde la 2 miliarde de euro, însă suplimentarea nu s-a materializat.
Provocarea majoră o reprezintă atragerea capitalului privat, într-un context în care activitatea de distribuție este 100% reglementată de stat, iar atragerea fondurilor din piață nu poate veni fără o reglementare adecvată din partea ANRE. Comisia Europeană estimează că, până în 2040, vor fi necesare aproximativ 730 de miliarde de euro pentru rețelele de distribuție la nivel european.
Riscurile asociate lipsei investițiilor sunt semnificative. Un exemplu relevant este cel al Olandei, unde pierderile asociate energiei care nu a putut fi injectată în rețea au ajuns la aproximativ 40 de miliarde de euro. În România, studiul de adecvanță realizat de Transelectrica indică pentru anul 2027 aproximativ 140 de ore cu risc de neacoperire a consumului și circa 36 GWh de capacități cărora li s-ar putea limita accesul la rețea, în scenariul de referință. Menținerea capacităților flexibile existente până în 2030 ar reduce aceste riscuri, însă după 2030, dacă nu se conectează capacități pe gaze sau alte tehnologii flexibile, riscurile vor crește. Raportul arată că, în toate scenariile, în 2035 între 50% și 90% din volumele care nu vor putea fi injectate în rețea vor fi asociate necesității de dezvoltare a rețelei electrice, nu insuficienței capacităților de producție.
Pe lângă investițiile în extinderea rețelelor, există și soluții de reglementare care pot optimiza infrastructura existentă. Tehnologiile „non-wire” și „grid enhancing”, concepte introduse de Comisia Europeană în pachetul EU Grids, pot crește capacitatea rețelei existente cu 20%–40% până în 2040, la costuri cu 35% mai mici decât extinderea clasică. Un exemplu este racordarea flexibilă, care permite unui producător sau consumator să aibă acces mai rapid la rețea, acceptând anumite întreruperi pe intervale stabilite sau pentru câteva ore pe an.
O altă soluție fără investiții majore este implementarea tarifului binom, care schimbă modul de tarifare de la un concept legat strict de volumul consumat la unul bazat pe capacitatea rezervată în rețea și consumul efectiv. Astfel, utilizatorii plătesc pentru capacitatea rezervată și pot renunța la aceasta dacă nu o folosesc, eliminând capacitatea rezervată doar scriptic și nefolosită, ceea ce duce la eliberarea rețelei și la reducerea investițiilor necesare pentru întărirea acesteia.
Cristina Păun a concluzionat că, începând de anul viitor, ar trebui urmărit indicatorul privind utilizarea mai eficientă a capacității existente prin soluții și tehnologii de flexibilitate, având în vedere că în sectorul energiei regenerabile se investește într-un ritm mai alert decât în rețele, unde doar Transelectrica și patru operatori de distribuție acoperă întreaga țară.
