Racordarea a devenit una dintre resursele decisive ale unui proiect energetic, iar valoarea investiției nu mai este dată exclusiv de capacitatea instalată sau de tehnologia aleasă. Într-o piață în care zeci de mii de MW se află în diferite etape de dezvoltare, avantajul competitiv aparține proiectelor capabile să utilizeze mai eficient aceeași capacitate de interfață cu rețeaua. „Vedem din ce în ce mai mult această hibridizare”, explică Valeriu Binig, președintele Consiliului de Administrație al Eximprod Engineering, într-o ediție Energynomics Talks.

Exemplul tipic cel al unui parc eolian cu 50 MW aprobați la racordare, în spatele căruia dezvoltatorul adaugă un parc fotovoltaic și o baterie, fără a depăși puterea injectată în rețea. „Există un parc eolian care a avut, să spunem, un aviz tehnic de racordare și o capacitate aprobată de 50 de MW și dintr-o dată el zice: «OK, vântul bătea noaptea, ce ar fi să pun și eu un parc solar în spatele aceluiași transformator?» Deci tot 50 de MW bag în rețea. De ce ar fi să pun și o baterie și dintr-o dată solar, eolian și baterie toate în spatele aceluiași transformator de 50 de MW?” Logica proiectului se schimbă astfel de la maximizarea unui singur activ la optimizarea punctului de racordare și a profilului de livrare.

Bateria nu este doar un activ comercial adăugat lângă regenerabile. Poate reduce penalitățile pentru dezechilibre, poate muta producția către intervalele cu valoare mai mare și poate permite livrarea unui profil mai apropiat de bandă, util pentru contracte bilaterale. În același timp, stocarea poate furniza inerție sintetică și poate ajuta instalațiile bazate pe invertoare să îndeplinească viitoarele cerințe de tip grid forming. Dificultatea constă în separarea clară dintre capacitatea instalată a bateriei, capacitatea de interfață cu rețeaua și partea rezervată obligațiilor tehnice, astfel încât respectarea codurilor de rețea să nu blocheze inutil valorificarea comercială a activului.

Presiunea asupra racordării depășește însă optimizarea la nivelul fiecărui proiect. Coada de dezvoltare ajunsă la aproximativ 89.000 MW obligă operatorii și autoritățile să distingă între proiectele speculative și cele executabile și să construiască studii de soluție regionale, în care să fie evaluate simultan toate capacitățile avizate sau în curs de dezvoltare. „Trebuie să existe o anumită disciplină și provocarea cea mai mare este realizarea acelui studiu de soluție, să-i spunem regional, în care să fie luate în considerare toate proiectele avizate, aprobate, în curs de dezvoltare, pentru a identifica ce capacitate e disponibilă pentru a fi supusă la licitație”, spune Binig.

Costul racordării devine, în aceste condiții, un element central al bancabilității. Modelul shallow transferă în tarife o parte semnificativă din întăririle de rețea, în timp ce modelul deep alocă investitorului costul integral al impactului produs de proiect. România operează între cele două extreme, într-un context în care necesarul de investiții estimat de operatorii de distribuție depășește cu mult resursele recuperabile prin tarife sau disponibile din fonduri publice. Pentru dezvoltatori, riscul nu mai este doar nivelul costului, ci și lipsa de predictibilitate privind lucrările de întărire, calendarul lor și contribuția necesară în rețeaua de distribuție și de transport.

Flexibilitatea poate reduce o parte din presiunea investițională, dar nu orice mecanism de piață este automat eficient. Binig distinge între flexibilitatea pentru sistem, asociată în principal frecvenței și pieței de echilibrare, și flexibilitatea pentru rețea, necesară pentru tensiune, congestii și puteri reactive. Organizarea unei piețe locale pentru fiecare zonă de rețea poate deveni disproporționat de costisitoare prin calificarea participanților, transmiterea comenzilor, măsurare și penalizare. Alternativele mai pragmatice sunt regulile tehnice prestabilite, acordurile flexibile de racordare și tarifele dinamice de utilizare a rețelei.

În concluzie, proiectul bancabil al următorului ciclu nu va fi neapărat cel cu cei mai mulți MW, ci cel care combină maturitatea autorizării, accesul credibil la rețea, tehnologii complementare și un model de venit compatibil cu cerințele tehnice ale sistemului. Hibridizarea, stocarea în baterii și flexibilitatea nu elimină nevoia de investiții în rețele, dar pot transforma un punct de racordare limitat într-un activ utilizat mai eficient și pot reduce diferența dintre proiectul aprobat și energia efectiv livrată în piață.

CITEȘTE ȘI Valeriu Binig: Pentru a înțelege factura la energie, trebuie să o analizăm separat pe componente