Policy Watch din această săptămână urmărește noile reguli care ar putea reduce tarifele de distribuție pentru comunitățile de energie, accesul mai facil la schema României de 500 de milioane de euro pentru biocombustibili și o modalitate mai granulară de repartizare a costurilor pierderilor tehnice la 110 kV. Este semnalul rapid „Săptămâna politicilor energetice și de reglementare din România, 21-28 septembrie 2026”, realizat de Eusebiu Stamate, analist senior de politici publice, Energie & Mediu, Issue Monitoring.
Comunitățile de energie au o cale către tarife de distribuție mai mici, dar beneficiile trebuie demonstrate
Comunitățile de energie din surse regenerabile pot solicita acum reduceri ale tarifelor de distribuție în baza unei noi metodologii ANRE, însă accesul la acest avantaj va depinde de capacitatea lor de a demonstra beneficii măsurabile pentru sistemul de distribuție.
Energia electrică eligibilă trebuie să fie produsă în cadrul comunității sau stocată din producția proprie din surse regenerabile și consumată în același interval de decontare. Metodologia stabilește și limite fizice ale rețelei: la joasă tensiune, fluxurile relevante trebuie să utilizeze circuite alimentate din același post de transformare, iar la medie tensiune, circuite alimentate din aceeași stație de transformare.
Comunitățile vor estima energia electrică produsă sau stocată și consumată intern, iar operatorii de distribuție vor furniza date privind pierderile și costurile din rețea, congestiile, calitatea energiei și investițiile preconizate sau evitate.
Dacă evaluarea identifică beneficii nete, ANRE poate aproba o reducere a tarifului de distribuție pentru o perioadă de până la cinci ani.
Primele cereri vor reprezenta testul real. Ele vor arăta cât de dificil este pentru comunități să demonstreze beneficiile nete și dacă reducerile tarifare aprobate de ANRE sunt suficient de mari pentru a îmbunătăți viabilitatea economică a proiectelor.
România reduce barierele de acces la schema de 500 de milioane de euro pentru biocombustibili
România a revizuit schema planificată de ajutor de stat în valoare de 500 de milioane de euro pentru noi capacități de producție a biocombustibililor, deschizând-o unei game mai largi de companii și proiecte și introducând, în același timp, noi cerințe tehnice.
Capacitatea minimă pentru proiectele de bioetanol a fost redusă de la 50.000 la 20.000 de tone pe an. Pot fi eligibile și companiile nou-înființate, cu condiția să aibă un capital subscris și vărsat de cel puțin 200.000 de lei, iar capacitatea financiară poate fi demonstrată și printr-o scrisoare de confort emisă de o instituție financiară eligibilă.
Schema revizuită elimină și restricția generală anterioară privind cumularea sprijinului cu alte ajutoare de stat, ajutoare de minimis sau finanțări UE, în limitele aplicabile ale ajutorului.
În același timp, proiectele trebuie să utilizeze tehnologii cu un nivel de maturitate tehnologică de cel puțin 8, iar materiile prime eligibile trebuie să fie certificate în cadrul unor scheme voluntare recunoscute de Comisia Europeană. Investițiile trebuie puse în funcțiune până la sfârșitul anului 2030.
Modificările lărgesc accesul formal la finanțare, în special pentru proiectele de bioetanol de dimensiuni mai mici. Următorul test este dacă finanțarea, tehnologia și disponibilitatea materiilor prime certificate vor permite ca acest grup mai larg de proiecte eligibile să se transforme în capacități efective de producție.
ANRE corelează mai strâns alocarea pierderilor tehnice la 110 kV cu injecțiile efective
ANRE a modificat modul în care pierderile tehnice suplimentare din rețelele electrice publice de 110 kV sunt repartizate între producători și operatorul de transport și de sistem.
Potrivit noilor reguli, alocarea se calculează separat pentru fiecare interval de decontare, pe baza energiei electrice injectate în rețeaua de 110 kV de producători și de operatorul de transport și de sistem în intervalul respectiv. Cantitățile atribuite fiecărui participant sunt apoi agregate pentru perioada relevantă.
Modificarea leagă astfel expunerea la costurile pierderilor tehnice suplimentare direct de injecțiile efective din fiecare interval de decontare, în locul unei abordări bazate pe o alocare agregată.
Pentru producătorii racordați la rețelele de 110 kV și pentru operatorul de transport și de sistem, ponderea acestor costuri va depinde mai direct de momentul și de cantitatea de energie electrică injectată. Operatorii de distribuție vor trebui, de asemenea, să efectueze calculul la nivelul fiecărui interval de decontare, ceea ce crește importanța măsurării, decontării și prelucrării corecte a datelor.
Impactul practic va deveni mai clar pe măsură ce operatorii aplică noua metodologie, iar alocările de cost rezultate vor putea fi comparate cu cele determinate potrivit abordării anterioare.