“Dacă distibuitorii de energie nu vor reuși să atragă investiții în rețele, vor fi blocaje majore” – Cristina Păun, ACUE. Care vor fi pierderile și riscurile anticipate

“Investițiile în sectorul energetic trebuie să urmărească nevoile sistemului. Pe măsură ce sistemul se dezvoltă atât pe partea de producție, cât și în zona de consum, trebuie să poată integra energia disponibilă și să o transporte unde este nevoie. Viteza investițiilor în rețele nu este dată de lipsa capacității operatorilor de a derula proiecte, ci de lipsa finanțării și de cadrul de reglementare neadaptat realității.

Capacitatea operatorilor de a pregăti și implementa proiecte este un aspect pozitiv. Operatorii de distribuție (OD) au absorbit în timp record fondurile nerambursabile puse la dispoziție.

În cazul Fondului pentru modernizare, a existat promisiunea suplimentării anvelopei de la 1,1 miliarde la 2 miliarde de euro. OD au continuat să scrie proiecte și le-au depus la Ministerul Energiei, dar, din păcate, suplimentarea nu a mai venit.Finanțarea europeană este un stimulent foarte bun”, a spus Cristina Păun, Directorul Adjunct al Federației ACUE, care reprezintă marile grupuri de distribuție și furnizare de energie electrică și gaze naturale, la debutul intervenției sale la o conferință organizată de publicație InvesTenergy.

Ea a arătat că provocarea este de a atrage fonduri din piață, care nu pot veni fără o reglementare adecvată din partea ANRE,în condițiile în care activitatea de distribuție este 100% reglementată de stat. Iar riscurile, dacă nu se pun bani noi în rețele, sunt mari în noile condiții de funcționare a sistemului energetic.

“Problema majoră este însă capitalul privat, pe care, din păcate, nu reușim să îl atragem la nivelul de care avem nevoie. Planurile aprobate ale operatorilor de distribuție pentru această perioadă de reglementare însumează aproximativ 3,8 miliarde de euro, inclusiv 1,1 miliarde de euro din finanțare europeană, în timp ce nevoia calculată depășește 11 miliarde de euro. Comisia Europeană estimează că, până în 2040, vor fi necesare aproximativ 730 de miliarde de euro pentru rețelele de distribuție.

Cred că trebuie să avem aceste cifre foarte clar în minte și să regândim cadrul de reglementare astfel încât să atragem investiții. Altfel, vom ajunge la blocaje majore. De exemplu, în Olanda, pierderile asociate energiei care nu a putut fi injectată în rețea au ajuns la aproximativ 40 de miliarde de euro (…)

Ne uităm la studiul de adecvanță realizat de Transelectrica, care arată o creștere a numărului de noi capacități instalate — baterii, producători și alte tipuri de consumatori. Este un trend care va continua. Însă anul 2027 va aduce cele mai multe provocări de ordin tehnic: aproximativ 140 de ore cu risc de neacoperire a consumului și aproximativ 36 GWh de capacități cărora li s-ar putea limita accesul la rețea, în scenariul de referință.

Dacă se mențin capacitățile flexibile existente până în 2030, aceste riscuri vor scădea. După 2030, dacă nu reușim să conectăm capacitățile pe gaze sau alte tehnologii fexibile riscurile vor crește. Raportul arată, în toate scenariile, că în 2035 între 50% și 90% din volumele care nu vor putea fi injectate în rețea vor fi asociate neceității de dezvoltare a rețelei electrice și nu insuficienței de capacități de producție. În sectorul energiei regenerabile se investește într-un ritm mai alert decât în rețele. În zona rețelelor avem Transelectrica și patru operatori de distribuție care acoperă întreaga țară, în timp ce în sectorul regenerabilelor sunt sute de investitori”, a spus Cristina Păun.

Pe lângă investiții, există însă și alte soluții, care țin de reglementare.

“Sunt soluțiile și tehnologiile „non-wire”, un concept introdus de Comisia Europeană în pachetul EU Grids, care presupune măsuri de reglementare menite să ducă la o utilizare mai bună a infrastructurii existente.

Conform Comisiei Europene, tehnologiile ”grid enhancing” cresc capacitatea rețelei existente și pot aduce între 20% și 40% capacitate în plus până în 2040, cu costuri cu 35% mai mici decât extinderea clasică a rețelei.

Un exemplu este racordarea flexibilă — un concept introdus de câțiva ani la nivel european. Acesta presupune că un producător sau un consumator poate avea acces mai rapid la rețea, acceptând anumite întreruperi pe un interval stabilit sau pentru câteva ore pe an. O astfel de măsură ar reduce semnificativ nevoia de investiții pentru întărirea rețelei. Aceste soluții trebuie integrate în cadrul de reglementare deja existent.

O altă soluție, care nu implică investiții, este implementarea tarifului binom. Acesta are un efect direct asupra eliberării capacității de rețea și schimbă modul de tarifare: de la un concept legat strict de volumul consumat la unul bazat pe două elemente — capacitatea rezervată în rețea și consuml efectiv. Ca efect imediat, utilizatorii vor plăti pentru capacitatea rezervată în rețea și vor putea renunța la această dacă nu o folosesc. În acest mod, nu va mai exista capacitate rezervată doar scriptic și nefolosită, ceea ce va duce la eliberarea acesteia și la reducerea investițiilor necesare pentru întărirea rețelei.

Pachetul EU Grids arată că astfel de măsuri pot duce la o utilizare cu 20%–40% mai eficientă a rețelei existente, cu costuri cu 35% mai mici decât cele ale măsurilor clasice. Poate că, de anul viitor, ar trebui să urmărim și acest indicator: cât reușim să folosim mai bine capacitatea existentă prin soluții și tehnologii de flexibilitate”, a mai spus Cristina Păun.