În contextul recentelor evoluții din sectorul energetic, mai mult decât oricând, Transelectrica are de jucat un rol crucial în modernizarea și extinderea infrastructurii naționale de transport al energiei electrice. În plus, eforturile de interconectare cu rețelele regionale, inclusiv cu Republica Moldova, întăresc rolul strategic al Transelectrica în asigurarea securității energetice a României și a regiunii. Am discutat aceste teme cu Ștefăniță Munteanu, președintele Directoratului Transelectrica.

 

Având în vedere creșterea interesului pentru sursele regenerabile de energie, cum se pregătește Transelectrica să integreze eficient noul val de regenerabile în rețeaua națională?

Integrarea surselor de energie regenerabilă este una dintre axele principale pe care sunt construite atât programele anuale de investiții, cât și Planul de Dezvoltare a Rețelei pe 10 ani. Avem responsabilitatea de a asigura securitatea energetică, iar acest obiectiv se atinge în primul rând prin dezvoltarea infrastructurii. Proiectele de dezvoltare sunt încadrate pe zone de sistem, iar scopul lor este pe de o parte de a integra surse regenerabile și pe de altă parte de a crește capacitatea transfrontalieră. Avem proiecte în zona de sud-est a SEN, unde sunt foarte multe cereri de racordare în centralele electrice eoliene. În acest an, unul dintre proiectele importante pentru zona Dobrogei, respectiv racordarea liniilor de 400 kV Rahman – Dobrogea și Stupina – Varna în stația Medgidia Sud, a fost finalizat. Avem în execuție și alte proiecte cu un rol esențial în evacuarea producției din zona de sud-est a Sistemului Electroenergetic Național către restul sistemului, respectiv liniile 400 kV Gutinaș-Smârdan și trecerea la 400 kV a Axului Brazi Vest – Teleajen – Stâlpu. Sunt proiecte importante atât pentru integrarea surselor regenerabile, cât și pentru creșterea capacității transfrontaliere în zona de sud-vest a SEN, în principal proiecte care înlocuiesc rețelele la tensiune de 220 kV cu linii de 400 kV și de asemenea, acolo unde nu este posibil acest lucru, avem în derulare proiecte de creștere a capacității de transport prin reconductorare, o creștere cu cel puțin 50% din capacitatea actuală. Pe zona de vest, vorbim în principal de proiectele de trecere la 400 kV a Axului Banat.

În Planul de Dezvoltare 2024-2033 avem 18 proiecte de investiții care au ca scop principal integrarea eficientă a noului val de regenerabile, care urmează să fie puse în funcțiune gradual până în 2030-2031. Între acestea apar și proiecte noi, de exemplu linia nouă de 400 kV între Brașov și Stâlpu și multe proiecte de mărire a capacității de transport pe linii deja existente.

Pentru operatorul de transport și sistem, cel puțin prin prisma faptului că centralele electrice regenerabile sunt concentrate în anumite zone, cea mai mare provocare este să echilibrăm sistemul și să-i oferim flexibilitate în operare. Iar aici soluția cea mai la îndemână pe care o vedem este necesitatea unor surse de stocare în SEN corelate cu țintele pentru energie eoliană și fotovoltaică, iar necesitatea ar fi de cel puțin 4000 MW instalați în stocare la nivelul anului 2030.

Ca să avem o imagine asupra valului de regenerabile, pot să vă spun că în prezent se află în prelucrare 688 de cereri de racordare, pentru centrale eoliene, fotovoltaice și instalații de stocare. Dintre acestea, 468 sunt cereri în curs de obținere ATR și Contracte de Recodare. Anul acesta s-au dat 139 de avize, dintre care 9 pentru instalații de stocare pentru capacități de 2.085 MW. Am semnat 81 de contracte de racordare pentru peste 13.000 MW în fotovoltaic și eolian.

Raportat la punerile în funcțiune, în 2024 avem un total 404 MW, din care 310 MW solar, 25 MW hidrocarburi, 3 MW biogaz și 66 MW în stocare.

 

Ce măsuri ați implementat pentru a accelera procesul de analiză și soluționare a cererilor de Aviz Tehnic de Racordare (ATR) și cum contribuie sau poate contribui digitalizarea la creșterea transparenței în acest proces?

Este un volum extraordinar de mare de date și documente care trebuie prelucrate, analizate și rezolvate, însă pot să vă asigur că și în prezent se lucrează la un nivel foarte ridicat de transparență. Toate datele sunt publicate pe website-ul nostru, actualizate lunar, în conformitate cu prevederile legale. Într-adevăr, luăm în calcul implementarea unei soluții digitale, o platformă care să faciliteze procesul de comunicare în special, și să încadreze tot ceea ce deja este transparent pe website-ul companiei. În 2025, vom avea un website nou mult mai performant, care va permite implementarea oricăror soluții digitale.

În afară de aceste demersuri de transparență, suntem deschiși dialogului acolo unde este nevoie de clarificări. Ne întâlnim de fiecare dată când este nevoie cu investitorii pentru a discuta punctual, în încercarea de a lămuri lucrurile pe cât mai mult posibil și de a facilita investițiile în România. Până la urmă, despre asta este vorba: despre dezvoltarea țării și atragerea a cât mai multor investiții și investitori în economia românească. Noi, ca operator național al rețelei electrice de transport, avem tot interesul ca economia să se dezvolte și facem tot ce avem noi de făcut pentru a crea condiții de creștere economică.

 

Care este stadiul actual al construcției inelului de 400 kV și ce etape urmează în viitorul imediat în finalizarea acestui proiect strategic?

Vorbim de două secțiuni importante ale inelului de 400 kV în care s-au înregistrat deja progrese anul acesta și în care vom deschide șantiere anul următor. Cele două secțiuni sunt zona de sud-est și nord – unde avem lucrările de pe Axul Banat și porțiunea dintre Gădălin și Suceava și zona de sud-est a inelului unde avem LEA 400 kV Gutinaș – Smârdan, LEA 400 kV Cernavodă – Stâlpu care include atât linia internă dintre Cernavodă și Stâlpu, cât și extinderea Stației Cernavodă, Extinderea Stației Gura Ialomiței și modernizarea Stației Stâlpu.

Ca să le luăm pe rând, pe zona de sud-vest în acest an am înregistrat progrese prin finalizarea LEA 400 kV Porțile de Fier – (Anina) – Reșița și prin punerea în funcțiune parțială a Stației 400 kV Reșița care a permis și operaționalizarea comercială a LEA 400 kV de interconexiune Reșița (RO) – Pancevo (RS). La începutul anului viitor, vom finaliza retehnologizarea Stației Reșița, iar în luna octombrie s-a dat ordinul de începere pentru etapa de proiectare pentru proiectul de Retehnologizare a stației 110 kV și realizare a stației de 400 kV Timișoara, etapă a proiectului de trecere la 400 kV a axului Porțile de Fier – Reșița – Timișoara – Săcălaz – Arad, proiect cu finanțare din Fondul pentru Modernizare. Tot pe această zonă a Inelului, în septembrie a fost semnat contractul de proiectare și execuție pentru tronsonul LEA 400 kV Reșița – Timișoara – Săcălaz, pentru care așteptăm Hotărârea de Guvern pentru exproprieri. Avem în etapă de achiziție publică și etapa a III-a a axului, respectiv LEA 400 kV Timișoara-Arad.

Și ca să închidem și pe zona de nord, tot în achiziție publică este și LEA 400 kV Gădălin – Suceava, un proiect despre care se vorbește de aproape 20 de ani. Aceasta va fi o lucrare foarte complexă, fiind una dintre puținele linii de înaltă tensiune care traversează lanțul carpatic. În acest caz vorbim despre o investiție de importanță strategică pentru creșterea siguranței în funcționare a Sistemului Electroenergetic Național și implicit a alimentării cu energie electrică a consumatorilor în condiții de calitate și cu respectarea principiilor de durabilitate.

Pe zona de sud-est a Inelului de 400 kV sunt șantiere în desfășurare: LEA Gutinaș – Smârdan, proiect finanțat din POIM, care are termen semestrul al II-lea al anului 2025, retehnologizarea stației Stâlpu cu termen 2026. Linia Electrică 400 kV Cernavodă – Stâlpu a fost finalizată, la fel și extinderea stației 400 kV Cernavodă și extinderea Stației 400 kV Gura Ialomiței.

Pe scurt, toate segmentele necesare închiderii Inelului 400 kV al României se află deja în lucru sau în procedură de achiziție a lucrărilor. Noi am deschis toate fronturile, nu mai este nicio investiție doar pe hârtie. Am reușit să accelerăm procesul printr-o bună colaborare cu operatorii economici și mai ales cu toate instituțiile statului, care înțeleg necesitatea realizării investițiilor în infrastructura energetică. Avem un dialog permanent cu Ministerul Energiei, cu Autoritatea Națională pentru Reglementare în domeniul Energiei, cu Guvernul României. Toate aceste proiecte pe care le-am enumerat sunt rezultatul colaborării. Fiecare dintre noi, instituții, operatori economici publici sau privați, regii autonome, autorități locale sau centrale, suntem conștienți de faptul că fără să ne așezăm la masă și să punem umărul fiecare, România nu se poate dezvolta. Iar faptul că Transelectrica reușește să demareze într-un an 22 de noi investiții, este dovada clară a acestei colaborări.

 

Care este stadiul proiectelor cu finanțare din Fondul pentru Modernizare?

Încep cu o veste bună: deja avem rezultate concrete, adică am terminat acum, în luna noiembrie, un proiect dintre investițiile finanțate din Fondul pentru Modernizare. Mă refer aici la investiția pentru telecontorizare, cu o valoare peste 53 de milioane de lei, din finanțarea pentru Digitalizarea rețelei de transport al energiei electrice din România prin instalarea a două sisteme online, pentru contorizarea și managementul datelor de măsurare a energiei electrice pe piața angro și pentru monitorizarea calității energiei electrice. Este primul proiect finalizat cu finanțare din Fondul pentru Modernizare și venim și cu celelalte.

Celelalte proiecte cu finanțare din Fondul pentru Modernizare, așa cum am mai spus, se află în diferite etape fie de achiziție, fie de implementare. Pe lângă cele pe care le-am pomenit deja: Axul Reșița-Timișoara/ Săcălaz, Linia Timișoara – Arad, Linia Gădălin – Suceava, Axul Brazi Vest – Teleajen – Stâlpu, am semnat contractul pentru LEA 400 kV Constanța Nord – Medgidia Sud, avem în implementare proiectul de instalarea a mijloacelor moderne de compensare a puterii reactive în stațiile Sibiu Sud și Bradu, proiectul de optimizare a LEA pentru zona Dobrogea. Retehnologizarea Stației Mostiștea, cel de-al 10-lea contract de finanțare din Fondul pentru Modernizare, se află în etapa de proiectare, iar în următoarea perioadă vom demara achiziția și pentru cel de-al 11-lea proiect cu finanțare din Fondul pentru Modernizare – LEA Isaccea – Tulcea Vest.

Credem că ritmul de implementare va accelera odată cu ordonanța pentru modificarea și completarea unor acte normative în domeniul investițiilor privind rețeaua electrică de transport al energiei electrice pe care am inițiat-o cu sprijinul Ministerului Energiei. În ceea ce privește ritmul obținerii autorizațiilor, realizării exproprierilor, al scoaterii din fondul forestier, avem un dialog și o colaborare continue cu autoritățile locale și centrale implicate.

 

Cum evoluează colaborarea și interconectarea cu rețelele energetice regionale, în special cu Republica Moldova, și ce termene ar trebui să avem în vedere pentru proiectele majore aflate derulare în acest sens?

Este tot mai clar că România joacă un rol important în regiune, în interiorul rețelei electrice europene interconectate, iar consolidarea și dezvoltarea interconexiunilor este una dintre prioritățile planurilor de dezvoltare a rețelei. La această oră, prin interconexiunile pe care le avem cu toți vecinii noștri, avem o capacitate de schimb transfrontalier de până la 3.500 – 4.000 MW. Până în 2030, ținta pe care trebuie să o atingem este peste 7.000 MW. Pe granița cu Serbia, am operaționalizat în luna noiembrie LEA Reșița-Pancevo și avem în plan un al doilea circuit pentru LEA 400 kV Porțile de Fier (RO) – Djerdap (RS). Și pe granița cu Ungaria mai avem două proiecte în propunerea de plan pentru perioada 2024-2033, respectiv al doilea circuit pe LEA 400 kV Oradea – Beckescsaba și o nouă linie 400 kV simplu circuit în lungime de 120 km, între stațiile Oradea (RO) și Jozsa (Debrecen) (HU).

În ceea ce privește interconexiunea cu Republica Moldova, anul viitor vom demara investiția pentru LEA 400 kV Suceava – Bălți, pe teritoriul României. În plus, am inclus deja în propunerea de Plan de Dezvoltare pentru următorii 10 ani, o nouă interconexiune, respectiv Linia 400 kV Gutinaș – Strășeni. Această a doua nouă interconexiune este în etapă preliminară de analiză și pregătire.

Pentru consolidarea securității energetice în regiune, luăm în calcul și analizăm variante de dezvoltare a interconexiunilor cu Ucraina.

 

_____________________________________________

Interviul a apărut inițial în ediția tipărită a Energynomics Magazine, la începutul lunii decembrie 2024.

Dacă vrei să primești prin curier revista Energynomics, în format tipărit sau electronic, scrie-ne la adresa office [at] energynomics.ro, pentru a te include în lista de distribuție. Toate numerele anterioare sunt accesibile AICI, în format electronic.