Transelectrica alocă 2,3 miliarde lei pentru 19 linii de interconexiune până în 2035 — NRG-IA

Operatorul național de transport al energiei electrice, Transelectrica, alocă un buget de 2,3 miliarde de lei pentru extinderea capacităților de interconexiune transfrontalieră ale sistemului electroenergetic românesc, potrivit datelor publicate de Financial Intelligence. Planul de dezvoltare prevede creșterea numărului de linii electrice de înaltă tensiune care leagă România de statele vecine de la 11 în prezent la 19 până în anul 2035. Această extindere de peste 70% a infrastructurii fizice de graniță răspunde direct solicitărilor formulate de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei privind urgentarea proiectelor de conectare cu rețelele din Ungaria și Bulgaria. Miza financiară și economică a acestui program depășește sfera strictă a ingineriei de rețea și atinge direct modul în care se formează prețul electricității în România. În ultimii ani, piața pentru ziua următoare administrată de OPCOM a înregistrat frecvent prețuri angro superioare celor din Europa de Vest și Centrală, în special în intervalele cu temperaturi extreme sau producție eoliană redusă. Cauza acestui decalaj este capacitatea fizică insuficientă a liniilor de transport dintre Europa Centrală și Europa de Sud-Est, care împiedică transferul liber al surplusului de energie ieftină din vestul continentului către piețele din sud-est. Mecanismul prin care blocajele de la graniță scumpesc energia în România Piața europeană de energie electrică funcționează pe principiul cuplării prin preț, un mecanism proiectat să direcționeze automat electricitatea din zonele cu excedent și costuri mici către zonele cu deficit și costuri ridicate. Acest arbitraj funcționează însă numai atât timp cât există capacitate fizică disponibilă pe liniile de înaltă tensiune care traversează granițele. În momentul în care liniile de interconexiune dintre Austria, Slovacia, Ungaria și România ating limita maximă de transport, piețele se decuplează din punct de vedere fizic și comercial. Odată produsă această saturare a rețelei, România, Bulgaria și Grecia rămân izolate într-o insulă de preț. În orele de vârf de seară, când producția fotovoltaică scade la zero, acoperirea consumului intern și regional depinde de pornirea grupurilor energetice pe gaze naturale sau cărbune, ale căror costuri marginale de producție sunt ridicate. Fără suficiente linii de 400 kV la granița de vest, prin care să poată fi importată energie produsă mai ieftin în centralele nucleare sau regenerabile din vestul și nordul Europei, consumatorii industriali și furnizorii din România plătesc prețul dictat de cele mai scumpe centrale din balanța regională. Presiunea ANRE și prioritățile pe axele cu Ungaria și Bulgaria Decizia de alocare a plafonului de 2,3 miliarde de lei vine pe fondul presiunilor instituționale exercitate de ANRE pentru accelerarea investițiilor în rețeaua de transport. Reglementatorul pieței a cerut în mod explicit prioritizarea conexiunilor cu Ungaria și Bulgaria, cele două granițe comunitare ale României prin care se realizează integrarea în piața unică europeană de electricitate. Granița cu Ungaria reprezintă poarta principală de intrare a fluxurilor dinspre Europa Centrală, în timp ce granița cu Bulgaria asigură tranzitul pe coridorul sud-estic și accesul către sistemul energetic din Grecia și Turcia. Construirea a opt noi linii transfrontaliere de înaltă tensiune nu se poate rezuma la ridicarea stâlpilor de la punctele de frontieră. Pentru ca energia importată sau exportată să nu blocheze rețeaua internă, noile interconexiuni necesită închiderea completă a inelului național de 400 kV și modernizarea stațiilor de transformare din vestul, sudul și estul țării. În lipsa întăririi rețelei interne, puterea suplimentară adusă la graniță ar genera congestii în interiorul sistemului național, obligând dispeceratul să limiteze din nou schimburile comerciale transfrontaliere. Echilibrarea noilor parcuri verzi și finanțarea din fonduri europene Extinderea interconexiunilor are o importanță egală și în sens invers, pentru exportul de electricitate. Pe măsură ce în România se conectează noi parcuri fotovoltaice și eoliene, sistemul electroenergetic înregistrează în mijlocul zilelor însorite sau cu vânt puternic un excedent de producție care depășește consumul intern. Dacă rețeaua transfrontalieră nu poate evacua acest surplus către statele vecine, prețurile orare pe piața spot scad spre zero sau devin negative, erodând veniturile producătorilor și descurajând investițiile în noi capacități. Cele 19 linii de interconexiune planificate pentru orizontul 2035 vor oferi sistemului energetic o supapă bidirecțională: capacitate de import în orele de vârf pentru plafonarea prețurilor mari și capacitate de export în orele cu excedent regenerabil pentru menținerea stabilității rețelei. Din punct de vedere financiar, structura unor astfel de investiții strategice se bazează pe combinarea tarifelor reglementate de transport cu finanțările nerambursabile din Fondul pentru Modernizare…