Miniștrii energiei din Uniunea Europeană au agreat poziția Consiliului asupra pachetului european pentru rețele, un set de propuneri legislative care vizează modernizarea și extinderea infrastructurii energetice europene. Pachetul include revizuirea regulamentului TEN-E privind infrastructura energetică transeuropeană și o directivă pentru accelerarea autorizării infrastructurii energetice.

Subiectul este direct legat de una dintre cele mai importante constrângeri ale tranziției energetice: capacitatea rețelelor de a prelua noi proiecte de producție, stocare și consum electrificat. Într-o piață în care dezvoltatorii de regenerabile, investitorii în baterii, marii consumatori industriali și operatorii de rețea se confruntă tot mai des cu întrebări privind racordarea, congestiile și calendarul investițiilor, pachetul european pentru rețele poate deveni un element important al cadrului de bancabilitate.

Planificare pan-europeană

Consiliul UE arată că pachetul urmărește îmbunătățirea planificării infrastructurii energetice transfrontaliere, simplificarea și accelerarea procedurilor de autorizare și consolidarea securității și rezilienței rețelelor. Poziția Consiliului include un cadru comun de planificare pentru dezvoltarea rețelelor în sectoarele energiei electrice, hidrogenului și gazelor, pe baza unui scenariu central elaborat de Comisia Europeană cu contribuția statelor membre și a actorilor relevanți.

Această planificare ar urma să țină cont de planurile naționale energie-climă, de specificul regional și de diferențele de preț dintre piețe. Pentru România, miza este cu atât mai mare cu cât diferențele regionale de preț, nevoia de interconexiuni mai puternice și presiunea proiectelor solare, eoliene și de stocare apar deja în deciziile de investiții și în evaluarea riscurilor de racordare.

Un studiu publicat în martie 2026 în Academia Green Energy, dedicat transferului de entropie și efectelor cauzale de propagare a prețurilor între piețele electrice Core și cele din Europa de Sud-Est, oferă o explicație utilă pentru această miză. Autorii arată că piețele Central European Core, operate în regim de Flow-Based Market Coupling, formează un sistem mai integrat, cu feedback bidirecțional și convergență mai rapidă a prețurilor, în timp ce piețele din Europa de Sud-Est, operate încă prin metodologia Net Transfer Capacity, au conectivitate cauzală mai slabă și ajustare mai lentă. Cu alte cuvinte, diferențele de preț nu sunt doar episoade conjuncturale, ci pot reflecta coexistența a două regimuri operaționale și de reglementare parțial decuplate.

Această concluzie dă greutate politică și economică pachetului european pentru rețele. Dacă prețurile se aliniază lent nu doar din cauza lipsei de cabluri sau stații, ci și din cauza modului diferit în care sunt calculate și puse la dispoziție capacitățile transfrontaliere, atunci investițiile fizice trebuie dublate de armonizare metodologică, aplicarea efectivă a regulii privind capacitatea disponibilă pentru comerț transzonal și dezvoltarea flexibilității transfrontaliere. Studiul formulează explicit această concluzie: convergența durabilă a prețurilor cere nu doar interconexiuni suplimentare, ci și alinierea metodelor de calcul al capacității, respectarea regulii MACZT de 70% și flexibilitate transfrontalieră mai bună.

Surse noi pentru investiții

Un element important al poziției Consiliului vizează utilizarea veniturilor din congestii. Statele membre au agreat reinvestirea unei părți din veniturile necheltuite provenite din blocaje de rețea între zone de tranzacționare în proiecte transfrontaliere destinate reducerii congestiilor. Potrivit poziției Consiliului, alocarea ar urma să înceapă de la 10% de la 1 ianuarie 2028 și să crească gradual până la 25% în 2031.

Acest mecanism poate deveni important pentru piețe precum România, unde congestiile se văd tot mai clar în discuțiile despre integrarea regenerabilelor, dezvoltarea proiectelor BESS și diferențele regionale de preț. Congestiile nu mai sunt doar un simptom al lipsei de infrastructură; pot deveni, în anumite condiții, și o sursă de finanțare pentru proiectele care reduc blocajele transfrontaliere.

Câteva episoade analizate în studiul citat anterior arată că, în vara anului 2024, piețele interconectate din Europa Centrală și de Sud-Est au înregistrat vârfuri puternice de seară, iar la 10 iulie 2024 prețurile day-ahead au fost relativ aliniate în primele ore ale zilei, înainte să se decupleze abrupt între orele 19:00 și 24:00. În acea zi, Ungaria a ajuns la aproximativ 693 euro/MWh, România la circa 442 euro/MWh, în timp ce Austria a rămas sub 200 euro/MWh. Studiul leagă această divergență de reducerea disponibilității de transfer pe mai multe interfețe regionale, inclusiv RO–BG și GR–BG, ceea ce a limitat reechilibrarea spațială în orele de vârf.

Acesta este un punct esențial din perspectiva României în contextul pachetului european privind rețelele. Problemele de preț nu pot fi explicate doar prin producția internă sau prin cererea locală; ele depind de capacitatea sistemului de a muta energia acolo unde este nevoie, în intervalele în care stresul de sistem este maxim. Într-o regiune în care energia solară comprimă prețurile la prânz, iar vârfurile de seară rămân scumpe, interconexiunile, regulile de alocare a capacității și flexibilitatea devin parte a aceleiași ecuații.

Autorizare rapidă

Pachetul include și măsuri pentru autorizare mai rapidă. Consiliul susține proceduri mai transparente, portaluri digitale pentru depunerea aplicațiilor și tratarea proiectelor de electricitate și energie regenerabilă ca proiecte de interes public major, cu excepția cazurilor în care se dovedește contrariul. Statele membre ar putea decide, de asemenea, ca lipsa unui răspuns din partea autorităților în anumite etape intermediare de autorizare să fie considerată aprobare tacită.

Impactul acestor prevederi va depinde de felul în care vor fi transpuse și aplicate la nivel național. Un calendar de autorizare mai scurt poate reduce riscul administrativ, dar nu elimină nevoia de soluții tehnice reale de racordare, investiții în transport și distribuție, coordonare între autorități și operatori și criterii clare pentru prioritizarea proiectelor. În practică, proiectele regenerabile, activele de stocare, interconexiunile și infrastructura industrială electrificată depind de un lanț de decizii în care fiecare întârziere poate afecta costul capitalului și calendarul de execuție.

Consiliul introduce și o nouă categorie de proiecte prioritare dedicate securității și rezilienței infrastructurii electrice existente. Aceasta ar permite finanțarea componentelor critice necesare pentru reparații de urgență ale interconectoarelor electrice. Subiectul capătă relevanță într-un context european marcat de riscuri de sabotaj, atacuri fizice sau cibernetice și de nevoia unor rețele capabile să susțină un sistem energetic mai electrificat și mai descentralizat.

Pe măsură ce energia se mută dinspre producție centralizată către portofolii cu regenerabile, stocare, autoconsum și consum flexibil, rețeaua intră în calculul economic al fiecărui proiect. Nu mai contează doar capacitatea instalată, terenul, tehnologia sau contractul comercial, ci credibilitatea întregului traseu: racordare, evacuare, risc de congestie, costuri de dezechilibru și posibilitatea de a monetiza flexibilitatea în piață.

Aceeași logică se extinde asupra consumului. Electrificarea proceselor industriale, producția onsite, stocarea în spatele contorului, încărcarea flotelor electrice, pompele de căldură sau contractele PPA depind de disponibilitatea și calitatea rețelei. Într-un astfel de sistem, întrebarea nu mai este doar cât costă energia, ci dacă infrastructura permite un consum mai flexibil, mai previzibil și mai bine corelat cu semnalele de preț.

Următorul pas este negocierea cu Parlamentul European asupra formei finale a legislației. Consiliul precizează că negocierile vor începe după adoptarea poziției Parlamentului, obiectivul fiind un acord cât mai rapid în 2026.