Agenția Uniunii Europene pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei, ACER, a modificat metodologia prin care sunt calculate rezervele de electricitate necesare la nivel regional în Europa. Pentru consumatori, companii și operatorii sistemelor electrice, miza este stabilitatea rețelei: atunci când producția și consumul nu se potrivesc, sistemul are nevoie de rezerve disponibile rapid, dar aceste rezerve trebuie dimensionate corect, ca să nu fie nici insuficiente, nici inutil de scumpe.
Pe scurt
-
ACER a aprobat prima modificare a metodologiei pentru dimensionarea regională a capacității de rezervă în sistemul electric european.
-
Centrele regionale de coordonare trebuie să folosească date istorice dintr-o perioadă de un an pentru evaluarea dezechilibrelor.
-
Metodologia stabilește, pentru fiecare regiune de operare, nivelurile X și Y folosite pentru acoperirea dezechilibrelor pozitive și negative.
-
Regiunile pot defini o delimitare geografică mai potrivită pentru calcularea rezervelor, ținând cont de blocuri de control, zone de ofertare sau limite de rețea.
-
Centrele regionale trebuie să publice informații-cheie despre acordurile de partajare a rezervelor și să raporteze rezultatele evaluărilor.
Rezervele de electricitate sunt capacități pe care operatorii de transport le pot folosi atunci când apar dezechilibre între producție și consum. Dacă o centrală se oprește brusc, dacă producția regenerabilă variază rapid sau dacă cererea este mai mare decât se anticipase, sistemul are nevoie de energie suplimentară sau de reducerea consumului pentru a rămâne stabil.
Într-un sistem electric tot mai conectat, această problemă nu mai poate fi privită doar național. O țară poate avea nevoie de rezerve, în timp ce alta poate avea capacități disponibile, iar operatorii pot încheia acorduri pentru partajarea rezervelor. Această cooperare poate reduce costurile și poate folosi mai bine flexibilitatea sistemului european, dar trebuie verificată cu atenție, pentru că rezervele promise trebuie să fie disponibile exact când sunt necesare.
Metodologia modificată privește activitatea centrelor regionale de coordonare, cunoscute ca RCC. Aceste centre sprijină operatorii de transport de energie electrică în sarcini cu relevanță regională, inclusiv calcularea rezervelor necesare pentru fiecare regiune de operare a sistemului.
ACER a aprobat metodologia inițială în 2023 și a cerut atunci completări pentru parametri tehnici care nu puteau fi stabiliți suficient de bine la acel moment. ENTSO-E, rețeaua europeană a operatorilor de transport de electricitate, a transmis propunerea de modificare la 25 martie 2026, iar ACER a adoptat decizia la 22 iunie 2026.
Una dintre schimbările importante este folosirea unei perioade de un an pentru datele istorice privind dezechilibrele. Această regulă se aplică tuturor regiunilor de operare analizate: Baltică, Nordică, Europa Centrală, Europa de Sud-Est și Europa de Sud-Vest. Scopul este ca evaluarea rezervelor să se bazeze pe condiții recente și relevante ale sistemului.
Metodologia stabilește și niveluri diferite de acoperire a dezechilibrelor, numite X și Y, pentru fiecare regiune. În regiunea Baltică, nivelurile sunt 99,90% pentru ambele direcții. În regiunea Nordică, nivelurile sunt 99,5%. În Europa Centrală, ele sunt 100%, iar în Europa de Sud-Est și Europa de Sud-Vest sunt 99,99%.
Aceste procente arată cât de mult din dezechilibrele istorice trebuie acoperite prin capacitate de rezervă. În termeni simpli, cu cât procentul este mai mare, cu atât sistemul cere o rezervă mai mare pentru a acoperi situații rare sau extreme. ACER notează însă că niveluri foarte ridicate pot ridica problema echilibrului dintre siguranța operațională și costuri.
Pentru consumatori, această diferență contează indirect. Prea puține rezerve pot crește riscul de probleme în sistem. Prea multe rezerve pot duce la costuri mai mari de achiziție a capacităților de echilibrare. Metodologia încearcă să găsească un echilibru între securitatea rețelei și costuri.
O altă modificare permite centrelor regionale să definească o delimitare geografică mai potrivită atunci când calculează rezervele minime la nivel regional. Aceasta poate fi limitată la blocul de control frecvență-putere, la zona de control sau la zona de ofertare, în funcție de ce reflectă mai bine realitatea tehnică a regiunii.
Această schimbare este importantă pentru că rețeaua electrică nu funcționează doar pe harta administrativă a statelor. Unele limite de transport, interconexiuni sau configurații regionale pot face ca rezervele disponibile într-un loc să nu poată fi folosite ușor în altul. O delimitare mai fină poate ajuta la o evaluare mai realistă a capacităților necesare.
Metodologia păstrează două componente principale. Prima este determinarea anuală a capacității minime de rezervă la nivelul fiecărei regiuni de operare. A doua este evaluarea pe termen scurt a disponibilității rezervelor partajate între operatori, atunci când există acorduri de partajare.
Evaluarea pe termen scurt este relevantă pentru situațiile în care operatorii se bazează pe rezerve care pot fi livrate din altă zonă. Centrul regional trebuie să verifice dacă acea rezervă poate fi efectiv disponibilă, ținând cont de cererea simultană de rezervă, de incertitudinile din prognozele de producție și consum și de capacitatea transfrontalieră disponibilă.
Dacă centrul regional constată că rezerva partajată nu poate fi furnizată integral sau este disponibilă doar parțial, acesta poate emite o notificare de conștientizare și poate recomanda operatorului care primește rezerva să își crească necesarul local de rezervă. În sens invers, dacă există mai multă rezervă disponibilă decât se anticipase, centrul poate recomanda creșterea volumului partajat.
Această logică este importantă pentru stabilitatea sistemului. Partajarea rezervelor poate reduce costurile, dar numai dacă rezervele sunt reale și pot fi activate atunci când este nevoie. Metodologia încearcă să evite situația în care mai mulți operatori se bazează pe aceeași flexibilitate, iar aceasta nu mai este disponibilă în momentul critic.
ACER a introdus și un termen de implementare adaptat pentru acordurile noi de partajare. Pentru acordurile încheiate după 1 iulie 2026, centrele regionale trebuie să efectueze evaluarea pe termen scurt a disponibilității rezervelor partajate în termen de 24 de luni de la notificarea acordului. Operatorii trebuie să notifice centrele regionale fără întârziere și cel târziu la o săptămână după încheierea acordului.
Transparența este o altă modificare importantă. Centrele regionale de coordonare trebuie să publice pe site-urile lor și să actualizeze informații despre acordurile de partajare a rezervelor din regiunea în care operează. Informațiile includ regiunea, data încheierii acordului, data notificării către centre, perioada de aplicare, operatorii implicați, blocurile de control, tipul de rezervă contractată și volumul pe direcție.
ACER a decis să păstreze această obligație de publicare, în pofida unor rezerve exprimate în procesul de consultare. Agenția a argumentat că publicarea acestor elemente oferă mai multă transparență pentru toate părțile interesate și evită situațiile în care informațiile sunt dispersate pe site-urile mai multor operatori.
Metodologia schimbă și modul de raportare. Centrele regionale trebuie să includă rezultatele determinării anuale a rezervelor minime și rezultatele evaluării pe termen scurt a disponibilității rezervelor partajate în raportul anual prevăzut de Regulamentul privind piața internă de energie electrică.
ACER a subliniat că raportarea ambelor componente este importantă pentru transparență. Prima arată care este necesarul minim regional de rezervă. A doua arată dacă rezervele care ar trebui partajate pot fi folosite efectiv în condiții operaționale apropiate de realitate.
Decizia clarifică și rolul rezervelor de înlocuire. ENTSO-E propusese eliminarea tuturor referințelor la aceste rezerve, după oprirea platformei TERRE la finalul anului 2025. ACER nu a acceptat eliminarea completă, deoarece legislația permite anumite derogări până la 30 iunie 2031. Metodologia permite astfel ca unele volume de rezerve de înlocuire să fie luate în calcul până la expirarea perioadei de derogare.
Pentru publicul larg, dosarul poate părea foarte tehnic, dar el privește modul în care Europa își gestionează siguranța electrică într-un sistem tot mai dependent de interconectări, energie regenerabilă, prognoze și flexibilitate. Când sistemul funcționează bine, consumatorii nu observă aceste mecanisme. Când nu funcționează, efectele pot apărea în prețuri, riscuri de dezechilibru sau măsuri de urgență.
ACER transmite, prin această decizie, că rezervele trebuie calculate mai coerent la nivel regional, pe baza unor date comparabile, cu mai multă transparență și cu o verificare mai bună a acordurilor de partajare. Scopul este ca Europa să poată folosi mai eficient resursele existente, fără a compromite securitatea operațională a sistemului electric.