Investițiile în interconexiunile electrice europene au nevoie de angajamente credibile între state, operatori și utilizatori, precum și de reguli stabilite din timp pentru împărțirea riscurilor financiare, susține o analiză CERRE publicată la 10 noiembrie. Economistul Bert Willems arată că scenariile comune pot identifica unde ar fi utile noi capacități de transport, dar nu garantează realizarea centralelor, a proiectelor industriale sau a rețelelor naționale de care depinde valoarea unei linii transfrontaliere.
Pe scurt
-
Analiza CERRE susține angajamente între state, operatori și utilizatori pentru investițiile în interconexiuni și reguli stabilite anticipat pentru împărțirea riscurilor. Sunt recomandări, nu obligații europene noi.
-
ENTSO-E compară oportunități de creștere a capacității transfrontaliere cu 108 GW până în 2040, peste rețeaua preconizată pentru 2030, cu proiecte în dezvoltare de circa 80 GW după 2030. Diferența prospectivă este de 28 GW.
-
În monitorizarea ACER din 2024, 66 din 105 proiecte de interes comun aveau o dată efectivă sau estimată de punere în funcțiune ulterioară celei raportate inițial. Nu sunt date noi pentru 2026.
-
Autorul discută acorduri între state, drepturi financiare contractuale, angajamente ale operatorilor și plăți sau garanții ale utilizatorilor. Angajamentele pot reduce incertitudinea, dar pot și bloca opțiuni care ar trebui revizuite.
-
Propunerea UE privind infrastructura energetică transeuropeană rămâne în negociere. Consiliul și Parlamentul au stabilit mandate, fără adoptarea definitivă a regulamentului revizuit.
O interconexiune poate deveni mai puțin utilă dacă producția de energie prevăzută într-un stat nu se dezvoltă, dacă un mare consumator își abandonează proiectul sau dacă o rețea națională nu este consolidată la timp. Infrastructura deja construită își poate pierde astfel o parte din valoarea economică, în timp ce costurile rămân de recuperat. Întrebarea este cine le suportă: operatorul și acționarii săi, utilizatorii implicați în proiect, ceilalți consumatori prin tarife sau guvernele care au influențat deciziile inițiale.
Această problemă este analizată în lucrarea Electricity System Planning and Grid Investments in Europe, semnată de Bert Willems, cercetător asociat CERRE și profesor de economie la Université catholique de Louvain. Documentul se concentrează asupra rețelelor de transport și a coordonării lor cu producția, consumul și flexibilitatea sistemului. Nu examinează în detaliu distribuția locală, autorizarea sau lanțurile de aprovizionare.
Potrivit autorului, coordonarea exclusiv prin prognoze comune nu poate rezolva incertitudinea creată de deciziile independente ale statelor și companiilor. Planurile trebuie sprijinite prin angajamente privind investițiile și prin reguli pentru situațiile în care ipotezele se schimbă. Angajamentele ferme au însă și un cost: pot bloca opțiuni de politică energetică a căror revizuire ar fi justificată de informații noi sau pot grăbi investiții ireversibile înainte ca necesitatea lor să fie suficient de clară.
Dimensiunea provocării este ilustrată de TYNDP 2024, planul Rețelei europene a operatorilor de transport și de sistem pentru energie electrică, ENTSO-E. Pornind de la rețeaua preconizată pentru 2030, analiza identifică oportunități de creștere cu 108 GW a capacității transfrontaliere până în 2040 pentru minimizarea costurilor totale ale sistemului. Portofoliul de proiecte prevăzute după 2030 reprezintă aproximativ 80 GW de capacitate suplimentară.
Diferența de 28 GW este comparația prospectivă publicată de ENTSO-E între necesarul modelat și proiectele în dezvoltare. Nu este un deficit fizic măsurat în rețeaua de astăzi sau o obligație de a construi exact această capacitate în linii noi. Sursa arată că nevoile pot fi acoperite și prin alte soluții, inclusiv stocare, flexibilitate și utilizarea mai eficientă a infrastructurii existente. Cifrele provin din TYNDP 2024, nu dintr-un calcul nou realizat de CERRE în noiembrie 2026.
Întârzierile complică suplimentar investițiile. Raportul ACER privind infrastructura electrică din decembrie 2024 arată că 66 dintre cele 105 proiecte de interes comun monitorizate aveau o dată de punere în funcțiune ulterioară celei raportate inițial. Pentru proiectele finalizate, comparația folosește data efectivă; pentru cele încă în lucru, ultima estimare. Datele nu reprezintă o măsurătoare actualizată pentru 2026.
Promotorii au indicat întârzierile de autorizare drept principala explicație a modificărilor de calendar. ACER menționează și procedurile de achiziții, constrângerile de aprovizionare și litigiile. Studiul CERRE examinează o dificultate complementară: chiar și un proiect realizabil tehnic poate fi amânat dacă investitorii nu știu cum vor fi împărțite pierderile provocate de schimbarea planurilor partenerilor.
Pentru planificare, Willems susține scenarii compatibile între state, date transparente și o mai bună coordonare între nivelul european și cel național. Această abordare nu presupune un singur model sau un plan european detaliat care să înlocuiască toate evaluările locale. Scenariile comune și datele deschise ar permite compararea modelelor, iar investițiile complementare ar putea fi identificate mai bine.
Pentru realizarea proiectelor, lucrarea discută acorduri între state privind evoluția producției și consumului și investițiile naționale de care depind beneficiile interconexiunilor. Asemenea acorduri ar putea stabili și compensații dacă o schimbare de politică reduce valoarea infrastructurii din altă țară. Autorul subliniază însă limitele: guvernele nu controlează toate deciziile companiilor sau prețurile pieței și își păstrează dreptul de a alege mixul energetic. Introducerea unui asemenea mecanism în legislația UE ar trebui reconciliată cu acest drept.
O altă opțiune este folosirea contractelor pentru a stabili drepturi și obligații financiare concrete. Un guvern ar putea plăti o taxă fixă pentru un drept financiar pe termen lung legat de un coridor de transport către un amplasament eolian offshore, primind în schimb o parte din veniturile de congestie ale liniei. Operatorul ar avea venituri mai previzibile, dar și-ar asuma riscul livrării la timp; pentru întârzieri din cauze pe care nu le controlează ar fi necesară o împărțire a riscurilor.
Angajamentele pot privi și utilizatorii rețelei. Plățile inițiale pentru conectare sau consolidarea infrastructurii, deduse ulterior din tarife, precum și garanțiile ori taxele de anulare ar putea face ca un dezvoltator să suporte o parte din costuri dacă își întârzie sau abandonează proiectul. Studiul discută și angajamente reciproce ale operatorilor privind data conectării. Sunt opțiuni de reglementare, nu o obligație europeană nouă pentru toți marii consumatori.
Regulile de remunerare a operatorilor trebuie, la rândul lor, să echilibreze riscurile și stimulentele. Recuperarea integrală garantată a costurilor poate încuraja investiții excesive, ale căror costuri ajung la consumatori. Transferarea unui risc prea mare către operatori poate, în schimb, scumpi finanțarea și amâna proiecte utile cu durată lungă de recuperare. Expunerea operatorului la risc poate fi justificată mai ales atunci când acesta controlează rezultatul sau deține informații mai bune decât autoritatea de reglementare.
Willems distinge patru categorii: întârzierea livrării infrastructurii, creșterea costurilor, subutilizarea activelor când producția sau consumul așteptat nu se materializează și schimbarea regulilor de remunerare ori recuperare a costurilor. Aceste riscuri nu pot fi distribuite eficient printr-o singură soluție. De exemplu, penalitățile pot încuraja livrarea la timp, dar creșterile prețurilor echipamentelor sau schimbările politicilor publice nu sunt întotdeauna sub controlul operatorului.
Analiza apare în timpul negocierilor privind pachetul european pentru rețele, prezentat de Comisie la 10 decembrie 2025. Propunerea privind infrastructura energetică transeuropeană ar da Comisiei responsabilitatea unui scenariu central compatibil cu obiectivele UE, păstrând planificarea detaliată a investițiilor de jos în sus. Consiliul și-a stabilit mandatul la 26 iunie 2026, iar Comisia pentru industrie, cercetare și energie a Parlamentului European a votat raportul la 10 septembrie. Plenul a confirmat deschiderea negocierilor interinstituționale la 16 septembrie. Regulamentul revizuit nu este încă adoptat definitiv.
Lucrarea se bazează pe literatura de specialitate și pe discuțiile laboratorului de reglementare CERRE desfășurat la Bruxelles la 1 octombrie, sub regula Chatham House. Seria a beneficiat de sprijinul sau contribuțiile unor membri CERRE, între care TenneT, Terna, ACM, Ofgem și Utility Regulator of Northern Ireland. Potrivit notei de transparență, opiniile aparțin autorului în nume personal și nu reprezintă neapărat poziția CERRE, a finanțatorilor sau a participanților. Discuțiile nu pot fi prezentate drept un acord instituțional asupra recomandărilor.
Miza pentru consumatori este evitarea a două rezultate costisitoare: investiții insuficiente sau întârziate, respectiv infrastructură subutilizată ale cărei costuri sunt recuperate prin tarife. Studiul nu calculează un cost nou al acestor riscuri. El propune ca, înainte de investiție, părțile să stabilească mai clar ce promit să realizeze și cine plătește dacă planurile se schimbă.
