O analiza publicata pe 10 noiembrie de Centrul European de Cercetare in Politici de Energie (CERRE) sustine ca investitiile in interconexiunile electrice europene necesita angajamente credibile intre state, operatori si utilizatori, precum si reguli stabilite anticipat pentru impartirea riscurilor financiare. Bert Willems, economist si cercetator asociat la CERRE, arata ca scenariile comune de planificare pot identifica necesitatea unor noi capacitati de transport, insa nu garanteaza implementarea centralelor, a proiectelor industriale sau a retelelor nationale de care depinde valoarea economica a unei linii transfrontaliere.
Studiul, intitulat 'Electricity System Planning and Grid Investments in Europe', evidentiaza ca o interconexiune poate deveni mai putin utila daca productiea de energie prevazuta intr-un stat nu se materializeaza, un consumator major isi abandoneaza proiectul sau reteaua nationala nu este consolidata la timp. In astfel de situatii, infrastructura existenta isi poate pierde parte din valoarea economica, iar costurile raman de recuperat. Problema centrala este determinarile celor care vor suporta aceste pierderi: operatorul si actionarii sai, utilizatorii implicati, ceilalti consumatori prin tarife sau guvernele care au influentat deciziile initiale.
Coordonarea exclusiva prin prognoze comune nu poate rezolva incertitudinea generata de deciziile independente ale statelor si companiilor. Autorul sustine ca planurile trebuie sprijinite de angajamente ferme privind investitiile si de reguli pentru situatiile in care ipotezele se schimba. Totusi, Willems noteaza ca angajamentele rigide au si un cost: pot bloca optiuni de politica energetica care ar necesita revizuire bazata pe informatii noi si pot grabi investitii ireversibile inainte ca necesitatea lor sa fie suficient de clara.
Dimensiunea provocarilor este ilustrata de planul TYNDP 2024 al Rețelei Europene a Operatorilor de Transport și de Sistem pentru Energie Electrică (ENTSO-E). Pornind de la reteaua preconizata pentru 2030, analiza identifica oportunitati de crestere cu 108 GW a capacității transfrontaliere pana in 2040 pentru minimizarea costurilor totale. Portofoliul de proiecte prevazute dupa 2030 reprezinta aproximativ 80 GW de capacitate suplimentara, rezultatul unei diferente prospective de 28 GW intre necesitatile modelate si proiectele aflate in dezvoltare.
Aceasta diferenta de 28 GW nu reprezinta un deficit fizic masurat in reteaua actuala si nu implica obligatia construirii exact acestei capicitati in linii noi, ENTSO-E subliniind ca nevoile pot fi acoperite si prin stocare, flexibilitate sau utilizarea mai eficienta a infrastructurii existente. Intarzierile in implementare agraveaza complexitatea investitiilor: un raport ACER din decembrie 2024 arata ca 66 dintre cele 105 proiecte de interes comun monitorizate au avut datele de punere in functiune intarziate fata de cele raportate initial.
Sursa CERRE propune ca, pentru planificare, sa se utilizeze scenarii compatibile intre state, date transparente si o coordonare imbunatatita la nivel european si national. Pentru realizarea efectiva a proiectelor, lucrarea discuta posibilitatea unor acorduri intre state privind evolutia productiei si consumului, inclusiv mecanisme de compensare daca o schimbare de politica nationala reduce valoarea infrastructurii din alta tara. Autorul subliniaza totusi limitele acestui mecanism, guvernele pastrandu-si dreptul de a alege mixul energetic si de a nu controla toate deciziile companiilor.
Alta optiune discutata in studiu este folosirea contractelor pentru a stabili drepturi si obligatii financiare concrete, cum ar fi platile initiale pentru conectare sau garantii care sa ii faca pe dezvoltatori sa suporte parte din costuri in cazul abandonarii proiectelor. Regulile de remunerare a operatorilor trebuie, de asemenea, sa echilibreze riscurile cu stimulentele, evitaandu-se atat recuperarea integrala garantata a costurilor (care poate duce la investitii excesive), cat si transferarea unui risc prea mare (care scumpeste finantarea).