Cuprins

I.

INTRODUCERE

2

I.a.

Politica UE și Regulamentul TEN-E

2

I.b.

De ce sunt necesare cadre de investiții colaborative

2

I.c.

Domeniul de aplicare a prezentelor orientări

3

II.

EXERCIȚII DE ANALIZĂ COST-BENEFICIU A BAZINELOR MARITIME

4

II.a.

Analiza cost-beneficiu a bazinelor maritime ca bază pentru partajarea costurilor

4

i.

Scenarii și analize de sensibilitate

5

ii.

Scenariu contrafactual

5

iii.

Rețeaua de referință

6

iv.

Configurația zonelor de ofertare

6

v.

Consolidări onshore

6

vi.

Modelarea costurilor și beneficiilor

6

vii.

Granularități temporale și geografice

7

viii.

Rezultatele analizei cost-beneficiu a bazinelor maritime (SB-CBA)

7

II.b.

Partajarea transfrontalieră a costurilor fără caracter obligatoriu ale bazinelor maritime

7

i.

Costuri care trebuie incluse în SB-CBCS

7

ii.

Pragul de semnificație pentru beneficiarii net pozitivi

8

iii.

Rezultatele analizei cost-beneficiu a bazinelor maritime (SB-CBCS)

8

III.

RECOMANDĂRI PENTRU EVALUĂRILE SPECIFICE PROIECTULUI

8

III.a.

Analiza cost-beneficiu specifică proiectului

8

i.

Procesul de elaborare a unei PS-CBA

8

ii.

Scenarii și analize de sensibilitate pentru PS-CBA-uri

9

iii.

Scenarii contrafactuale pentru PS-CBA-uri

9

iv.

Configurația zonei de ofertare

10

III.b.

Alocarea transfrontalieră a costurilor specifice proiectului

10

i.

Pragul de semnificație pentru beneficiarii net pozitivi

10

ii.

Contribuții din partea statelor membre care nu sunt gazdă

10

III.c.

Alte instrumente dincolo de PS-CBCA-uri

11

i.

Instrumente pentru facilitarea utilizării depline a instrumentului PS-CBCA pentru proiectele de transport

11

ii.

Instrumente pentru acoperirea unui deficit de finanțare persistent

12

I.   INTRODUCERE

I.a.   Politica UE și Regulamentul TEN-E

Accelerarea tranziției energetice și reunirea forțelor pentru a realiza un sistem energetic mai rezilient stau la baza planului REPowerEU al Comisiei de reducere rapidă a dependenței UE de combustibilii fosili din Rusia (1). În deplină coerență, UE a revizuit Directiva privind energia din surse regenerabile (2), majorând obiectivul general al Uniunii privind energia din surse regenerabile la cel puțin 42,5 % până în 2030. Sursele regenerabile offshore vor juca un rol esențial în sprijinirea acestor obiective. Ele vor contribui în mare măsură la atingerea obiectivelor UE privind energia din surse regenerabile, sunt menite să devină un pilon principal al viitorului mix energetic al acesteia și sunt necesare pentru a trece la un sistem energetic complet decarbonizat până în 2040 (3). Sursele regenerabile offshore vor spori, de asemenea, producția internă de energie a UE, reducându-i dependența de combustibilii fosili. Acestea vor asigura prețuri competitive ale energiei electrice, fapt demonstrat deja de rezultatele recente ale licitațiilor, sprijinind competitivitatea industrială a Europei și contribuind la prețuri accesibile pentru consumatori. În condițiile unui lanț de aprovizionare în mare parte intern și al creșterii cererii, vor crea noi oportunități de creare de locuri de muncă de înaltă calitate și de abordare a provocărilor de la nivel local legate de șomajul din UE.

Un prim obiectiv al Regulamentului (UE) 2022/869 privind TEN-E a fost finalizat în 2023, când statele membre au convenit la nivel regional asupra unor obiective offshore cumulate de aproximativ 111 GW până în 2030 și de 317 GW până în 2050 (4), o creștere semnificativă față de capacitatea instalată de 19,38 GW în UE până în același an – 2023. Este probabil ca beneficiile enormelor capacități de producție care urmează să fie instalate să se extindă dincolo de frontierele statelor membre care găzduiesc fizic proiectele. Prin urmare, vor fi necesare noi proiecte transfrontaliere, în special linii de interconexiune hibridă – linii de transport care conectează surse regenerabile offshore și interconectează statele membre. Aceasta a fost una dintre concluziile primei ediții a planurilor de dezvoltare a rețelei offshore (ONDP) elaborate și publicate de ENTSO-E pentru fiecare dintre cele cinci bazine maritime ale UE în ianuarie 2024, un al doilea obiectiv TEN-E care se bazează pe acordurile regionale ale statelor membre. Proiectele specifice de infrastructură compatibile cu nevoile identificate în planurile naționale de dezvoltare a rețelei offshore pot fi apoi luate în considerare în planurile de dezvoltare a rețelei pe zece ani (TYNDP) și reflectate în planurile naționale privind energia și clima (PNEC). O a treia cerință TEN-E consecutivă este ca Comisia să elaboreze orientări privind analizele cost-beneficiu și partajarea transfrontalieră a costurilor pentru dezvoltarea ONDP-urilor pentru fiecare bazin maritim, abordate în prezentul document. În fine, TEN-E prevede obligația ENTSO-E de a prezenta rezultatele aplicării prezentelor orientări pentru prima dată până la 24 iunie 2025. Acordurile regionale, ONDP-urile și rezultatele aplicării orientărilor privind partajarea costurilor urmează să fie actualizate ulterior o dată la doi ani. În anumite domenii abordate în prezentele orientări privind partajarea costurilor, aplicarea deplină a principiilor sale poate necesita o evoluție a ONDP-urilor. Prin urmare, prima versiune a exercițiului de partajare a costurilor care urmează să fie efectuat de ENTSO-E poate necesita anumite simplificări.

I.b.   De ce sunt necesare cadre de investiții colaborative

Necesitatea partajării transfrontaliere a costurilor pentru dezvoltarea ONDP-urilor rezultă din mai multe caracteristici specifice proiectelor offshore, care necesită o atenție deosebită.

În primul rând, acestea necesită un nivel semnificativ de implicare din partea statelor membre pentru a desfășura un proiect în spațiul lor maritim, având în vedere dimensiunea lor, prezența altor activități pe mare și posibilele impacturi transfrontaliere. Statele membre se implică în dezvoltarea surselor regenerabile offshore prin elaborarea de studii preliminare privind suprafața fundului mării și mediul marin, evaluări strategice de mediu, planuri de amenajare a spațiului maritim care selectează zone adecvate, licitații privind sursele regenerabile, contracte de închiriere a fundului mării și stabilirea de obiective politice privind sursele regenerabile offshore. Întrucât acțiunile întreprinse de un stat membru pot avea un impact asupra vecinilor săi, cooperarea interguvernamentală este esențială. Acest lucru necesită o colaborare regională puternică între statele membre în diferitele etape ale implementării surselor regenerabile offshore, inclusiv în ceea ce privește partajarea costurilor și a beneficiilor.

În al doilea rând, acordurile regionale ale statelor membre care vizează aproximativ 317 GW până în 2050 sunt ambițioase și realiste, fiind necesare pentru decarbonizarea sectorului energetic european până în 2040. Ele conțin defalcări per stat membru care descriu modul în care pot fi atinse obiectivele combinate. Cu toate acestea, o parte din astfel de defalcări naționale ale obiectivelor regionale pot deveni nerealizabile dacă nu sunt prevăzute condițiile favorizante. Acestea sunt stabilite prin asigurarea faptului că potențialul de surse regenerabile offshore, susținut de obiective politice, poate acoperi în mod eficace cererea din regiune, la nivel național (furnizarea de energie electrică către cererea tradițională, electrificată și nouă), cererea la nivel transfrontalier (comerțul cu energie electrică prin intermediul liniilor de interconexiune hibridă și onshore) și cererea în materie de conversie către alți purtători de energie (conversia de energie electrică către alți purtători, cum ar fi hidrogenul și amoniacul, pentru o utilizare la nivel național sau pentru export).

O coordonare adecvată a planificării la nivelul UE și la nivel regional ar trebui să abordeze unele dintre aceste domenii, în special prin evoluțiile viitoare ale ONDP-urilor. Cu toate acestea, unele dintre condițiile favorizante depind în mare măsură de strategiile și politicile naționale și locale, cum ar fi cele industriale (de exemplu, decarbonizarea industriilor mari consumatoare de energie), digitale (de exemplu, centrele de date) și energetice (de exemplu, liniile de interconexiune și hidrogenul). Fără aceste considerații bazate pe cerere, implementarea obiectivelor regionale offshore s-ar putea dovedi, într-adevăr, nerealizabilă: în cazul în care producția nu poate atinge efectiv cererea, beneficiile pentru un stat membru care dorește să găzduiască alte proiecte privind energia din surse regenerabile offshore pot scădea în cele din urmă sub costurile de implementare. În același timp, exploatarea deplină a resurselor regenerabile offshore locale ale Europei este esențială pentru decarbonizarea Europei și a regiunilor sale. Acest lucru necesită ajungerea la o înțelegere comună între statele membre din fiecare regiune în ceea ce privește implicațiile dezvoltării ambițiilor lor regionale offshore, riscurile și implicațiile nerealizării unei părți a acestora, precum și orice costuri asociate și beneficii nerealizate.

O a treia particularitate relevantă este accesibilitatea rețelei de energie electrică. Conectarea parcurilor eoliene offshore va necesita, în general, investiții substanțiale de tip greenfield în rețelele de energie electrică, deoarece, spre deosebire de situația onshore, nu există încă rețele offshore de tip plasă. În acest context, proiectele hibride vor juca un rol fundamental, deoarece permit utilizarea mai multor capacități de energie din surse regenerabile, sporesc securitatea aprovizionării la nivel regional și țin sub control prețurile. Mai mult, o linie de interconexiune hibridă poate crește gradul de utilizare a activelor de transport - și, prin urmare, valoarea acestuia - în comparație cu un parc eolian conectat radial (și anume, conectat printr-o linie directă la țărm), deoarece parcul eolian obține acces la o piață suplimentară, iar linia de interconexiune hibridă poate continua să „servească” drept linie de interconexiune în perioadele de vânt scăzut.

O rețea energetică bine planificată pentru sursele regenerabile offshore, care utilizează în mod optim spațiul maritim și terestru și promovează interconectarea, va reduce, de asemenea, impactul asupra mediului și costurile investițiilor în rețea pentru conectarea aceleiași cantități de capacități de energie din surse regenerabile. Prin urmare, discuțiile privind partajarea costurilor ar trebui să se bazeze pe analize de planificare și pe analize cost-beneficiu care să cuantifice în mod corespunzător valoarea hibrizilor și rolul lor dublu de linie de conexiune care permite integrarea de noi surse regenerabile offshore, precum și o linie de interconexiune.

Având în vedere complexitatea proiectelor energetice offshore, abordarea acestor trei particularități în timp util necesită o cooperare mai strânsă la nivel regional, instituirea de noi proiecte transfrontaliere și un sistem echitabil de repartizare a costurilor investițiilor care să reflecte distribuția beneficiilor. Prin urmare, este nevoie de cadre de investiții colaborative care să permită statelor membre să își atingă obiectivele combinate, asigurând crearea condițiilor favorizante necesare.

I.c.   Domeniul de aplicare a prezentelor orientări

Realizarea beneficiilor enorme pe care le va aduc sursele regenerabile offshore necesită abordarea provocării de a ajunge la un consens cu privire la distribuția echitabilă a costurilor. În cazul unui proiect transfrontalier, acest lucru este convenit, de regulă, prin negocieri bilaterale. Eventualul acord de alocare a costurilor pentru proiectele offshore ar trebui, într-adevăr, să rămână specific proiectului, în cazul în care sunt disponibile informații detaliate. Cu toate acestea, implementarea a peste 300 GW în următoarele două decenii și jumătate, pe măsură ce statele membre depun eforturi, necesită completarea abordării ascendente specifice proiectului cu evaluări la nivel înalt pentru fiecare bazin maritim, pentru a sprijini demararea la timp a discuțiilor, identificarea și implicarea părților relevante și înțelegerea implicațiilor în materie de costuri ale realizării planurilor regionale.

Sunt necesare cadre de investiții colaborative pentru proiectele offshore cu relevanță transfrontalieră pentru a se asigura că ambițiile regionale nu sunt compromise. Prezentele orientări urmăresc să ajute statele membre și autoritățile de reglementare să se angajeze în dialoguri privind principiile de colaborare încă de la începutul identificării nevoilor rețelei, de accelerare a apariției unor noi proiecte transfrontaliere și de promovare a punerii în aplicare a acordurilor politice. Informațiile regionale prompte bazate pe principii comune vor sprijini statele membre în a conveni să exploreze și să investească în proiecte transfrontaliere în domeniul energiei offshore, și anume linii de interconexiune hibridă și proiecte comune privind energia din surse regenerabile offshore.

Prezentele orientări stabilesc un cadru pentru noile exerciții de analiză cost-beneficiu a bazinelor maritime (SB-CBA) și de partajare transfrontalieră a costurilor bazinelor maritime (SB-CBCS) care evaluează implicațiile dezvoltării unui ONDP. Acestea se bazează pe ONDP-uri, pe care le vor completa în viitor, modificându-le în timp pentru a reflecta evoluțiile viitoare ale planificării, inclusiv integrarea transvectorială cu sistemele pe bază de hidrogen, îmbunătățind recunoașterea beneficiilor liniilor de interconexiune hibridă, nevoile de consolidare a rețelei onshore și orice alte schimbări relevante viitoare. Deși prezentele orientări conțin principiile care ar putea fi aplicabile în mare măsură evoluțiilor legate de ONDP, ele pot fi actualizate dacă se consideră necesar, în conformitate cu articolul 15 alineatul (1) din Regulamentul TEN-E. Pe lângă sprijinirea discuțiilor privind partajarea costurilor, SB-CBA și SB-CBCS vor oferi sprijin statele membre, începând din 2026, în ceea ce privește viitoarele revizuiri ale obiectivelor lor regionale privind sursele regenerabile offshore. De asemenea, este important să se sublinieze faptul că SB-CBCS nu are implicații obligatorii asupra deciziilor de alocare transfrontalieră a costurilor specifice proiectului (PS-CBCA), care rămân principalul instrument pentru desfășurarea negocierilor efective privind partajarea investițiilor pentru proiectele de interes comun (PCI) și proiectele de interes reciproc (PMI), precum și pentru proiectele comune de producere de energie din surse regenerabile.

Orientările analizează, de asemenea, particularitățile analizelor cost-beneficiu specifice proiectului și ale abordărilor în materie de partajare a costurilor. Acestea oferă recomandări, completând Orientările Comisiei privind partajarea costurilor și beneficiilor în cadrul proiectelor transfrontaliere în domeniul energiei din surse regenerabile (5) și Recomandările ACER privind bunele practici pentru tratarea cererilor de investiții (inclusiv CBCA-urile) pentru proiectele de interes comun (6). În conformitate cu articolul 16 alineatul (11) din TEN-E, ACER ar trebui să se asigure că principiile indicate în prezentele orientări ale Comisiei sunt luate în considerare în mod consecvent în orice actualizare viitoare a recomandărilor sale. În fine, orientările explorează potențiale noi instrumente de investiții colaborative pentru proiectele energetice offshore cu relevanță transfrontalieră, atât pentru activele de transport, cât și pentru activele de producție.

II.   EXERCIȚII DE ANALIZĂ COST-BENEFICIU A BAZINELOR MARITIME

ENTSO-E trebuie să efectueze evaluări ale raportului cost-beneficiu și ale partajării costurilor pentru fiecare dintre cele cinci coridoare prioritare ale rețelei offshore TEN-E pe baza ONDP-urilor deja dezvoltate, și anume pentru statele membre care subscriu la ambițiile în materie de energie din surse regenerabile offshore. SB-CBA și SB-CBCS trebuie, prin urmare, să includă statele membre vizate de fiecare coridor prioritar al rețelei offshore în cauză, și anume:

—	coridorul Rețelelor offshore ale mărilor Nordului (North Seas offshore grids, NSOG): BE, DE, DK, FR, IE, LU, NL, SE

—	rețelele offshore ale Planului de interconectare a pieței energiei din zona baltică (BEMIP): DE, DK, EE, FI, LV, LT, PL, SE

—	rețele offshore din sud și vest (SW): EL, ES, FR, IT, MT, PT

—	rețelele offshore din sud și est (SE): BG, CY, EL, HR, IT, RO, SI

—	rețelele offshore din Oceanul Atlantic: ES, FR, IE, PT

Prin urmare, domeniul geografic de aplicare al exercițiilor acoperă statele membre relevante din bazinele maritime respective. Dacă există interes, în circumstanțe excepționale și dacă acest lucru este justificat în mod corespunzător, în cadrul exercițiilor ar putea fi incluse și alte state membre, inclusiv țări fără ieșire la mare, sau țări terțe, care ar trebui evaluate de la caz la caz.

II.a.   Analiza cost-beneficiu a bazinelor maritime ca bază pentru partajarea costurilor

O analiză cost-beneficiu sprijină factorii de decizie în înțelegerea rezultatelor preconizate ale realizării unui plan sau proiect, contribuind la fundamentarea discuțiilor dintre părțile implicate. SB-CBA se referă la stabilirea costurilor și a beneficiilor legate de realizarea unui ONDP, informând statele membre cu privire la impactul ambițiilor lor în materie de sursele regenerabile offshore.

i.   Scenarii și analize de sensibilitate

Fiecare SB-CBA urmează să fie realizată utilizând cele mai recente scenarii comune stabilite în cadrul planului de dezvoltare a rețelei pe zece ani (TYNDP), în conformitate cu articolul 12 din TEN-E. Utilizarea mai multor scenarii contribuie la luarea în considerare a diferitelor scenarii viitoare posibile, cum ar fi o posibilă creștere a cererii determinată de așteptări diferite, de exemplu în ceea ce privește electromobilitatea sau centrele de date, sau disponibilitatea flexibilității. Toate scenariile TYNDP trebuie să țină seama de obiectivele regionale ale statelor membre privind sursele regenerabile offshore, în timp ce diferitele scenarii ar putea lua în considerare valori diferite în intervalele indicate în acorduri.

Incertitudinile ar trebui abordate în primul rând prin utilizarea diferitelor scenarii comune TYNDP și nu prin analize de sensibilitate. Robustețea sporită la nivel de plan, a unor domenii geografice și temporale vaste, va fi generată în primul rând de introducerea mai multor scenarii. Sensibilitățile la variabile individuale pot fi relevante la nivel de proiect.

ii.   Scenariu contrafactual

Scenariul contrafactual este alternativa cu care sunt comparate beneficiile și costurile realizării ONDP, și anume ce altă evoluție realistă ar putea apărea în locul celei prezentate în ONDP. Acest lucru contribuie la determinarea valorii adăugate aduse de realizarea ONDP și de posibilitățile de cooperare pe care le identifică. Pentru fiecare SB-CBA, scenariile contrafactuale ar trebui să analizeze în ce măsură toate obiectivele regionale privind energia din surse regenerabile offshore pot fi implementate în mod realist fără cooperare. De exemplu, unele parcuri eoliene conectate radial vor deveni probabil prea costisitoare pentru siturile aflate dincolo de o anumită distanță, fiind nevoie de linii de interconexiune hibridă ca aceste parcuri eoliene să devină interesante din punct de vedere comercial. În astfel de cazuri, alternativa realistă la un anumit proiect hibrid poate să nu fie un proiect radial, ci niciun proiect. De asemenea, interesul unui stat membru gazdă pentru scoaterea la licitație a producției offshore suplimentare poate scădea dacă nu sunt stabilite noi linii de interconexiune onshore care să asigure faptul că energia electrică adăugată poate ajunge la marile centre de cerere. Scenariul contrafactual ar trebui să presupună apoi o scădere parțială a capacităților de producție offshore care urmează să fie implementate.

Determinarea unei astfel de evoluții alternative realiste, și anume scenariul contrafactual, nu este însă simplă. Atunci când își stabilesc obiectivele regionale offshore, statele membre acordă o atenție deosebită unor constrângeri precum potențialul eolian offshore, spațiul maritim disponibil, prezența unor zone protejate din punct de vedere ecologic, sprijinul public, etc. ONDP-urile evidențiază apoi necesitatea unei infrastructuri de transport transfrontaliere (și radiale) care să permită materializarea ambițiilor lor. Scenariul contrafactual trebuie să ia în considerare faptul că, în absența cooperării, astfel cum s-a presupus în ONDP, aceste constrângeri vor restricționa și mai mult capacitatea offshore care poate fi implementată. În special, constrângerile legate de cerere, atât la nivel național, cât și la nivel transfrontalier, sunt esențiale pentru a cuantifica cât de mult din scenariul factual nu este realist fără noi proiecte transfrontaliere. Dincolo de un anumit nivel de implementare a producției offshore, fără cooperare, valoarea marginală a noilor parcuri eoliene offshore poate fi limitată, având în vedere așteptările privind cererea internă din statul membru de implementare, precum și oportunitățile de tranzacționare disponibile care utilizează infrastructura energetică transfrontalieră deja existentă.

Întrucât statele membre sunt responsabile pentru stabilirea nivelului de ambiție, a amplasării și a licitării surselor regenerabile offshore, acestea vor avea, de asemenea, un rol esențial în evaluarea consecințelor în ceea ce privește realizarea ambițiilor regionale offshore în absența unei noi infrastructuri transfrontaliere, astfel cum a fost identificată în ONDP-ul optimizat. Prin urmare, pentru scenariul contrafactual, statele membre ar trebui, de asemenea, să furnizeze informații cu privire la așteptările lor privind obiectivele offshore realizabile în condiții de constrângeri la export, rămânând totodată ambițioase și depunând eforturi pentru o abordare coerentă în fiecare regiune. Scenariul contrafactual ar trebui să pornească de la ipoteza unor proiecte conectate radial până la nivelul de generare considerat realist și să presupună că niciun proiect nu depășește acest prag.

Efectuarea unui astfel de exercițiu ar trebui să aibă o valoare ridicată pentru statele membre, deoarece permite nu numai să se asigure că SB-CBA este evaluată cu ajutorul unui scenariu contrafactual adecvat, ci și în ceea ce privește înțelegerea dependenței de cooperarea politică regională fructuoasă a ambițiilor acestora în materie de surse regenerabile offshore. În plus, la fel ca în cazul obiectivelor regionale offshore, determinarea părții nerealizabile a unor astfel de obiective poate avea implicații transfrontaliere și, prin urmare, ar trebui să se desfășoare, în mod ideal, la nivel regional, pe baza evaluărilor naționale și a principiilor convenite de comun acord. Grupurile la nivel înalt (7) sau grupurile regionale TEN-E ar putea servi drept foruri de sprijinire a unui astfel de proces. Având în vedere constrângerile de timp, vor fi necesare simplificări ale scenariului contrafactual pentru prima ediție a SB-CBA.

iii.   Rețeaua de referință

Rețeaua de referință reprezintă rețeaua care se preconizează că va fi instituită în orizontul de timp specific analizat în SB-CBA. Costurile și beneficiile sunt modelate pentru scenariul factual (ONDP) și pentru scenariul contrafactual, luând în considerare o astfel de rețea de referință ca fiind rețeaua la care se adaugă sau se scad scenariile factuale sau contrafactuale. Rețeaua de referință utilizată pentru toate SB-CBA-urile ar trebui să corespundă, pentru fiecare orizont de timp respectiv, modelului la nivelul UE utilizat pentru analizele cost-beneficiu specifice proiectului TYNDP, asigurând coerența cu evaluările la nivel de sistem ale TYNDP, precum și luarea în considerare a altor proiecte și nevoi privind bazinele maritime.

iv.   Configurația zonelor de ofertare

Configurația zonelor de ofertare poate avea un impact asupra distribuției beneficiilor între statele membre. Pentru nevoile legate de liniile de interconexiune hibridă identificate în ONDP-uri, în SB-CBA ar trebui utilizată o configurație a zonelor de ofertare offshore pentru producția conectată, deoarece aceasta reflectă mai bine condițiile rețelei în cadrul proceselor de calculare și de alocare a capacităților (8).

v.   Consolidări onshore

Realizarea ONDP-urilor va necesita consolidări substanțiale ale rețelei onshore, cu costuri corespunzătoare, precum și beneficii, cum ar fi reducerea restricționării. SB-CBA ar trebui să includă evaluări ale consolidării onshore pentru statele membre care intră în domeniul de aplicare al fiecărui bazin maritim. Identificarea consolidărilor necesare pentru realizarea ONDP-urilor reprezintă o provocare în materie de modelare, deoarece o consolidare onshore identificată în ONDP ar putea fi necesară și pentru o altă nevoie legată de sistemul onshore. Cu toate acestea, excluderea costurilor și a beneficiilor din nevoile de consolidare onshore ar oferi statelor membre o perspectivă limitată asupra consecințelor dezvoltării de ONDP-uri și poate fi un factor determinant pentru confirmarea interesului pentru implementarea acestora, deoarece se referă la certitudinea că energia electrică din surse regenerabile offshore va atinge efectiv cererea. În cazul suprapunerii nevoilor de consolidare a unei rețele onshore între nevoile care decurg din integrarea surselor regenerabile offshore și cele legate de alte nevoi onshore, ar trebui luată în considerare numai acea parte a nevoilor de consolidare onshore care poate fi identificată în mod clar ca fiind necesară numai ca urmare a nevoilor offshore. De asemenea, ar trebui să se ia în considerare faptul că o implementare mai scăzută a surselor regenerabile offshore ca urmare a unei cooperări mai reduse ar conduce la o nevoie și mai mare de surse regenerabile onshore, ceea ce ar putea, de asemenea, să sporească nevoile de consolidare a rețelei onshore.

ENTSO-E ar trebui să furnizeze informații transparente cu privire la ipotezele formulate pentru a distinge nevoile de consolidare legate de capacitățile de producție offshore. Dacă este necesar, ENTSO-E ar trebui să solicite orientări din partea grupurilor la nivel înalt sau a grupurilor regionale TEN-E.

vi.   Modelarea costurilor și beneficiilor

Impacturile evaluate în cadrul SB-CBA ar trebui să includă cel puțin următoarele beneficii TYNDP: bunăstarea socio-economică, variația CO2, emisiile nelegate de CO2 (inclusiv poluanții atmosferici), gradul de adecvare al sistemului și integrarea surselor regenerabile de energie. În măsura posibilului, ar trebui evaluate, de asemenea, impactul asupra biodiversității și alte externalități de mediu relevante (de exemplu, alte tipuri de poluare). În cadrul acestora din urmă, implementarea surselor regenerabile offshore este un beneficiu evident al dezvoltării infrastructurii hibride și radiale de transport offshore. Liniile de transport hibride vor prezenta, în plus, beneficii în ceea ce privește integrarea surselor regenerabile onshore, având în vedere rolul lor de linii de interconexiune. Mai mult, prin evaluarea scenariului contrafactual, astfel cum a fost descris anterior, sunt cuantificate avantajele producției offshore care altfel nu ar fi realizate.

Costurile ar trebui să se bazeze, atunci când este posibil, în principal pe CAPEX. Ar trebui incluse numai costurile pentru transport, nu și cele pentru producție, pentru care costurile sunt determinate de considerații comerciale și sunt descoperite doar în cadrul licitațiilor specifice proiectului, în timp ce avantajele relevante sunt considerate ca fiind cele descrise mai sus. ENTSO-E nu ar trebui să estimeze evoluțiile actuale și viitoare ale costurilor investițiilor în parcurile eoliene offshore. Toate activele de transport identificate în ONDP ar trebui evaluate în SB-CBA. Costurile OPEX pot reprezenta o parte semnificativă din costurile totale ale realizării ONDP-urilor, dar ele sunt adesea legate de proiecte specifice, cum ar fi pierderile sau întreținerea rețelei, și pot fi dificil de evaluat în mod adecvat la nivelul bazinului maritim. Echilibrarea nevoilor de rezervă poate fi, de asemenea, afectată de implementarea surselor regenerabile offshore, dar este posibil ca SB-CBA-urile să nu fie adecvate pentru astfel de evaluări. În această privință, operatorii de sistem de transport ar putea lua în considerare posibilitatea de a solicita centrelor de coordonare regionale să efectueze evaluări specifice, luând în considerare producția offshore în sarcinile lor privind dimensionarea regională și achizițiile publice. ENTSO-E ar trebui să evalueze ce OPEX ar putea fi integrată ferm în SB-CBA-uri. În cooperarea cu privire la un proiect transfrontalier concret, statele membre ar putea să includă în analiza cost-beneficiu specifică proiectului respectiv orice costuri OPEX relevante în plus față de cele abordate de ENTSO-E la nivelul bazinului maritim.

vii.   Granularități temporale și geografice

Nivelurile de risc asociate realizării ONDP-urilor cresc în timp, de exemplu, rezultatele planificării se pot modifica pe măsură ce au loc alte evoluții în țară sau pe măsură ce pot fi identificate proiecte alternative. Astfel de complexități temporale necesită, prin urmare, o distincție temporală. SB-CBA ar trebui efectuată pentru 2040 și 2050. Având în vedere timpul necesar pentru dezvoltarea unui proiect energetic offshore și perioada până la care vor fi publicate primele SB-CBA-uri, nu ar trebui efectuate evaluări pentru 2030, deoarece ele nu ar furniza nicio informație utilă statelor membre.

Rezultatele SB-CBA ar trebui să fie stabilite individual pentru fiecare stat membru, precum și în mod agregat pentru fiecare bazin maritim. Aceasta oferă statelor membre dintr-o regiune instrumentele necesare pentru a identifica beneficiarii neți ai implementării ONDP-urilor și, la rândul său, pentru a iniția conceptualizări de proiecte care implică și alte state membre nu doare cele care găzduiesc fizic proiectele. De asemenea, acest lucru le permite să discute împreună implicațiile depline la nivel înalt ale realizării unui ONDP. Ulterior, în cadrul discuțiilor specifice proiectului, se poate estima că unele dintre statele membre pe care rezultatele SB-CBA le luaseră inițial în considerare nu beneficiază efectiv de pe urma proiectului în cauză (și probabil beneficiază de pe urma altor proiecte ONDP). În același timp, statele membre care beneficiază de beneficii pot fi identificate și incluse în proces din timp, reducând la minimum riscurile de eșec al unei implicări tardive într-un proces de alocare a costurilor specific proiectului.

viii.   Rezultatele analizei cost-beneficiu a bazinelor maritime (SB-CBA)

Operatorii de sistem de transport și autoritățile naționale de reglementare relevante, ACER și Comisia ar trebui să fie implicați în mod corespunzător în exercițiile legate de SB-CBA ale ENTSO-E. ENTSO-E ar trebui să își prezinte rezultatele coridoarelor prioritare ale rețelei offshore TEN-E, în cadrul grupurilor regionale respective sau, după caz, în cadrul grupurilor la nivel înalt. Rezultatele ar trebui furnizate în euro pentru un scenariu TYNDP bazat pe cele mai bune estimări, indicându-se intervale de incertitudine care reflectă celelalte scenarii comune TYNDP. SB-CBA ar trebui să identifice statele membre care s-au confruntat cu un impact net pozitiv și cu un impact net negativ. Aceasta ar trebui să includă, de asemenea, un rezumat al tuturor nevoilor de infrastructură pentru a dezvolta un ONDP și, în măsura posibilului, impactul acestora asupra rezultatelor SB-CBA.

Pentru a facilita și mai mult discuțiile regionale, autoritățile naționale de reglementare dintr-o regiune ar trebui să evalueze exercițiul SB-CBA realizat de ENTSO-E și, după caz, să ofere sprijin pentru rezultatele acestuia. Acest lucru poate contribui la consolidarea sprijinului și a angajamentului inițial în materie de reglementare, reducând fricțiunile și durata în etapele specifice proiectului. În plus, ACER ar trebui să aibă în vedere emiterea unui aviz pentru toate SB-CBA-urile.

Atunci când o SB-CBA prezintă rezultate pozitive pentru anumite nevoi de infrastructură transfrontalieră, acestea ar trebui analizate în profunzime. Ca atare, în cadrul planurilor regionale de investiții (și anume, studii de proiect) sau în TYNDP, ar trebui să se prevadă includerea unor evaluări specifice proiectului.

II.b.   Partajarea transfrontalieră a costurilor fără caracter obligatoriu ale bazinelor maritime

SB-CBCS ar trebui să furnizeze informații cu privire la considerentele legate de partajarea costurilor, la nivel regional, pe baza costurilor și a beneficiilor realizării ONDP-urilor. Rezultatul acestui exercițiu este informativ și orientativ, fără a conduce la o alocare efectivă a costurilor.

i.   Costuri care trebuie incluse în SB-CBCS

Includerea în SB-CBA a tuturor nevoilor rețelei necesare pentru realizarea ambițiilor regionale offshore permite statelor membre (și operatorilor de sistem de transport și lanțului de aprovizionare) să extragă informațiile necesare privind nevoile de cooperare, cantitățile de echipamente, indicațiile privind beneficiile obținute din dezvoltarea proiectelor transfrontaliere de transport pentru a înlesni un potențial offshore altfel nerealizabil, precum și alte informații relevante pentru posibile revizuiri ale obiectivelor regionale offshore.

În ceea ce privește partajarea costurilor, doar un subset al nevoilor de infrastructură incluse în ONDP și în SB-CBA ar trebui să facă obiectul exercițiului SB-CBCS: cele cu o relevanță transfrontalieră clară. Pentru nevoile de infrastructură hibridă, aceasta include sistemul de transport al rețelei offshore de la siturile de producere a energiei din surse regenerabile offshore către două sau mai multe state membre. Unele nevoi de infrastructură de conectare radială pot fi, de asemenea, relevante pentru partajarea costurilor. Acest lucru ar fi valabil, în special, dacă ele fac parte dintr-o nevoie de infrastructură identificată de un ONDP ca urmând să devină o infrastructură hibridă într-o etapă ulterioară. Unele consolidări ale rețelei onshore vor fi, de asemenea, relevante pentru dezvoltarea ONDP-urilor și vor avea o relevanță transfrontalieră clară. Pentru a asigura echitatea în discuțiile privind partajarea costurilor legate de integrarea surselor regenerabile offshore, acestea ar trebui, în principiu, să fie incluse și în exercițiul SB-CBCS, în măsura în care poate fi stabilită o metodologie adecvată, astfel cum se descrie mai sus.

Prin menținerea în domeniul de aplicare al SB-CBCS numai a nevoilor de infrastructură care sunt în mod clar relevante pentru integrarea surselor regenerabile offshore și care au o importanță transfrontalieră, statele membre dintr-o regiune pot identifica care dintre acestea sunt cele mai susceptibile de a fi relevante pentru conceperea și negocierile ulterioare privind alocarea costurilor pentru proiecte transfrontaliere concrete într-un orizont de timp dat (2040 sau 2050). Acest lucru va contribui la definirea timpurie a domeniului de aplicare al potențialelor grupuri de proiecte care urmează să fie grupate și la implicarea în timp util a autorităților naționale de reglementare și a operatorilor de sistem de transport.

ii.   Pragul de semnificație pentru beneficiarii net pozitivi

Negocierile privind proiectele concrete au implicații directe în ceea ce privește alocarea costurilor și, prin urmare, desemnarea beneficiarilor net pozitivi pentru o alocare transfrontalieră a costurilor specifice proiectului necesită utilizarea unor praguri de semnificație pentru a rămâne pragmatică. Acest lucru asigură faptul că contribuțiile modelate ale statelor membre care nu sunt gazdă și care au o amploare scăzută nu măresc în mod semnificativ costurile de negociere și costurile administrative pentru un anumit proiect, așadar nu cresc în mod excesiv numărul părților implicate.

La nivel de plan, care este conceptual, fără implicații obligatorii din punctul de vedere al costurilor, aceste argumente nu se aplică, însă pot exista costuri de oportunitate generate de neidentificarea și neimplicarea cu suficient timp înainte a părților beneficiare cu impacturi net pozitive oarecum mai mici. Mai mult, la nivel de plan, orice mic prag ar putea duce la lacune semnificative în ceea ce privește cuantumul total al costurilor acoperite, nevoile de infrastructură pentru un singur stat membru pe parcursul unui întreg deceniu putând acoperi un număr mare de proiecte și costuri de investiții. Prin urmare, pentru SB-CBCS, nu ar trebui utilizat niciun prag minim de semnificație a impacturilor net pozitive.

iii.   Rezultatele analizei cost-beneficiu a bazinelor maritime (SB-CBCS)

Operatorii de sistem de transport și autoritățile naționale de reglementare relevante, ACER și Comisia ar trebui să fie implicați în mod corespunzător în exercițiile legate de SB-CBCS ale ENTSO-E, iar ENTSO-E ar trebui să își prezinte rezultatele coridoarelor prioritare ale rețelei offshore TEN-E. ENTSO-E ar trebui să raporteze cererea de partajare a costurilor pentru fiecare stat membru pentru fiecare bazin maritim, defalcată pe zece ani (2040 și 2050), în euro, pe baza unei distribuții proporționale cu ponderea beneficiilor. SB-CBCS ar trebui să includă, de asemenea, un rezumat al tuturor nevoilor de infrastructură relevante pentru partajarea costurilor la nivel regional și, în măsura posibilului, impactul acestora asupra rezultatelor SB-CBCS.

III.   RECOMANDĂRI PENTRU EVALUĂRILE SPECIFICE PROIECTULUI

III.a.   Analiza cost-beneficiu specifică proiectului

i.   Procesul de elaborare a unei PS-CBA

Atunci când inițiază discuții și negocieri privind alocarea costurilor cu privire la proiecte transfrontaliere concrete de transport offshore, autoritățile naționale de reglementare (ANR) se bazează pe analize cost-beneficiu specifice proiectului (PS-CBA). Acest lucru se poate întâmpla și atunci când statele membre discută proiecte comune transfrontaliere privind energia din surse regenerabile offshore, eventual pentru a negocia transferuri statistice sau instituirea unei scheme de sprijin comune pentru a acoperi un deficit de investiții. În ambele cazuri, autoritățile naționale de reglementare și/sau statele membre pot decide să delege calculele de modelare către operatorii de sistem de transport.

Riscurile de eșec în negocierile pentru proiecte transfrontaliere pot fi limitate atunci când procesul este convenit în prealabil de părțile relevante. De exemplu, o abordare coordonată pentru activele de transport transfrontalier poate consta în:

1.	Elaborarea unui memorandum de înțelegere (MoU) sau a unui memorandum similar între statele membre relevante

2.	Elaborarea unui memorandum de înțelegere sau a unui memorandum similar între operatorii de sistem de transport relevanți

3.	Ajungerea de către autoritățile naționale de reglementare relevante la un acord asupra ipotezelor care trebuie luate în considerare de către operatorii de sistem de transport

4.	Dezvoltarea în comun de către operatorii de sistem de transport a unei PS-CBA

5.	Validarea în comun a rezultatelor de către autoritățile naționale de reglementare sau solicitarea în comun adresată operatorilor de sistem de transport pentru a primi permisiunea de a efectua modificări

Acordul comun privind ipotezele care urmează să fie utilizate în cadrul unei PS-CBA (de exemplu, numărul și scenariile care trebuie luate în considerare) și desfășurarea modelării comune pot reduce în mare măsură dezacordurile ulterioare care decurg din utilizarea unor abordări și rezultate divergente în materie de modelare. Ar trebui remarcat faptul că statele membre pot fi de asemenea implicate în procesul pentru activele de transport, în conformitate cu practicile naționale, și anume, în validarea ipotezelor sau a rezultatelor (de exemplu, atunci când unele state membre aprobă planuri naționale de investiții pentru operatorii de sistem de transport de pe teritoriile lor). Procedura coordonată PS-ACB propusă ar trebui să servească drept cadru director, în timp ce flexibilitatea ar trebui să fie asigurată în funcție de necesități. De exemplu, un grup de state membre poate considera că desfășurarea memorandumurilor de înțelegere ar putea să prelungească mai degrabă decât să scurteze timpul necesar pentru negocieri și, prin urmare, să le considere inutile sau să decidă că unele etape ar trebui urmate în paralel.

Pentru proiectele transfrontaliere de producție offshore, statele membre relevante pot efectua o PS-CBA în comun. Acestea ar trebui să decidă, în primul rând, abordarea privind elaborarea calculelor de modelare în comun (de exemplu, în mod direct, prin delegarea către agențiile lor energetice respective, prin delegarea către operatorii de sistem de transport relevanți sau prin organizarea de licitații pentru servicii de consultanță). Apoi, ele ar trebui să ia o decizie comună cu privire la ipotezele care urmează să fie utilizate (de exemplu, scenarii și posibila includere a consolidărilor rețelei onshore în evaluare) și să elaboreze o PS-CBA în comun, astfel cum s-a convenit anterior.

În cazul în care proiectele transfrontaliere offshore complexe pot integra atât un proiect de linii de interconexiune hibridă, cât și un proiect comun privind energia din surse regenerabile offshore, statele membre relevante și autoritățile naționale de reglementare ar trebui să asigure coerența în cadrul respectivelor PS-CBA pentru cele două proiecte. Ele ar trebui să se asigure, pe de o parte, că ipotezele ambelor proiecte sunt coerente și că evită dubla contabilizare a costurilor și a beneficiilor. În același timp, ar trebui să reducă la minimum riscurile legate de întârzieri, în special în cazul în care proiectele respective au perioade diferite de luare a deciziilor de investiții. De exemplu, ar putea fi necesar ca alocarea finală a costurilor pentru activul de transport să fie decisă mai devreme în cazul în care punerea sa în funcțiune ar dura mult mai mult decât în cazul parcului eolian offshore. De asemenea, ele pot decide să integreze cele două evaluări ale proiectelor într-o singură evaluare holistică. Cu toate acestea, o astfel de abordare ar trebui să permită întotdeauna distincția între, pe de o parte, rezultatele specifice infrastructurii care trebuie luate în considerare de ANR-uri în deciziile lor de alocare transfrontalieră a costurilor și, pe de altă parte, informațiile specifice producției relevante pentru mecanismele statelor membre de partajare a costurilor și beneficiilor în vederea unei distribuții a statisticilor privind sursele regenerabile și costurile de sprijin.

Insulele energetice sunt un alt tip de proiect complex care necesită investiții substanțiale ce pot avea modele de proiecte, structuri de proprietate și mecanisme de finanțare foarte divergente. Prin urmare, procesul și analizele pentru o insulă energetică ar trebui studiate de la caz la caz, ținând seama de caracteristicile insulei.

ii.   Scenarii și analize de sensibilitate pentru PS-CBA-uri

În conformitate cu articolul 16 alineatul (4) din Regulamentul TEN-E, scenariile care urmează să fie utilizate în analizele proiectelor ar trebui să ia în considerare cel puțin scenariile comune TYNDP. Introducerea unor scenarii suplimentare ar putea spori robustețea prin contabilizarea diferitelor posibile contracte futures, dar riscă, de asemenea, să se suprapună cu scenariile TYNDP, extinzând timpul de modelare și sporind eventualele costuri de negociere. TEN-E prevede un cadru pentru elaborarea de scenarii comune TYNDP care să asigure un nivel ridicat de implicare și control al părților interesate. Prin urmare, părțile interesate de la nivel național ar trebui să participe activ, astfel încât calitatea și încrederea în scenarii să fie ridicate, reducând la minimum necesitatea unor scenarii suplimentare care necesită mult timp (și se dovedesc uneori a fi contraproductive).

În locul unor scenarii suplimentare, analizele de sensibilitate privind scenariile TYNDP pot fi instrumente eficace pentru a spori și mai mult robustețea evaluărilor proiectelor. Acest lucru se realizează prin evaluarea modului în care valoarea proiectului se modifică odată cu modificarea ipotezei esențiale de identificare a ipotezelor care au cel mai semnificativ impact asupra rezultatelor PS-ACB. În cazul în care se consideră că sunt necesare scenarii suplimentare în afara celor TYNDP, de exemplu pentru a integra noi informații locale puse la dispoziție după elaborarea scenariilor TYNDP, TEN-E impune ca acestea să fie coerente cu obiectivul Uniunii privind neutralitatea climatică până în 2050 și cu obiectivele intermediare în materie de energie și climă, să facă obiectul aceluiași nivel de consultare și control ca în cazul scenariilor TYNDP și să fie evaluate de ACER.

iii.   Scenarii contrafactuale pentru PS-CBA-uri

La elaborarea scenariului contrafactual al unui proiect offshore, statele membre și/sau autoritățile naționale de reglementare, după caz, ar trebui să evalueze și să convină asupra consecințelor cele mai probabile ale eșecului negocierilor privind alocarea costurilor pentru proiect. Scenariul contrafactual convenit ar trebui să reprezinte întotdeauna cea mai realistă alternativă de proiect. De exemplu, atunci când evaluează un proiect de transport hibrid, două autorități naționale de reglementare pot, de regulă, să considere că cea mai probabilă alternativă la dezvoltarea liniei de interconexiune hibridă poate fi o linie radială care să se conecteze la cel mai apropiat țărm. În cazul în care se observă diferențe de preț relativ frecvente și mari la energie electrică între zonele de ofertare ale țărilor, luarea în considerare a unei linii de interconexiune tradiționale de la un punct la altul rămâne o alternativă probabilă.

De asemenea, pentru un proiect comun de producere a energiei din surse regenerabile offshore conectat prin intermediul unei linii de interconexiune hibridă, pot fi adecvate diferite scenarii contrafactuale. Pentru proiectele de producție foarte mari (de exemplu, cele asociate unei insule energetice) sau pentru proiectele care pot fi realizate numai dacă se stabilește o nouă capacitate a liniilor de interconexiune (a se vedea, de asemenea, „scenariul contrafactual” pentru SB-CBA), printre alternativele rezonabile se poate număra luarea în considerare a unui parc eolian offshore mai mic conectat radial sau chiar absența unui parc eolian offshore dacă acesta este prea costisitor pentru a-l conecta radial.

iv.   Configurația zonei de ofertare

Configurația zonei de ofertare a unui anumit proiect poate avea un impact asupra distribuției beneficiilor între statele membre, precum și între dezvoltatorii de transport și de parcuri eoliene. Prin urmare, statele membre ar trebui să depună eforturi pentru a stabili configurația zonelor de ofertare a unui proiect cât mai curând posibil, pentru a o lua în considerare în mod adecvat în cadrul PS-CBA ale proiectelor de transport și de producție și pentru a oferi vizibilitate înainte de licitații. În cazul proiectelor care constau în parcuri eoliene offshore conectate printr-o linie de interconexiune hibridă, statele membre ar trebui să investigheze posibilitatea ca zonele de ofertare offshore să reprezinte un mecanism mai solid de integrare deplină a producției de energie electrică pe piața europeană a energiei electrice.

III.b.   Alocarea transfrontalieră a costurilor specifice proiectului

În completarea Recomandării ACER privind tratarea cererilor de investiții PIC, ar trebui luate în considerare anumite particularități ale proiectelor de transport offshore. În special, liniile de interconexiune hibridă prezintă o serie de aspecte care pot afecta negocierile privind alocarea costurilor de investiții. Liniile de interconexiune tradițională de la un punct la altul servesc la arbitrajul prețurilor la nivel transfrontalier, optimizând sistemul energetic global. În plus, liniile de interconexiune hibridă pot integra capacități substanțiale de energie din surse regenerabile offshore și pot modifica fundamental mixurile energetice ale unei regiuni. Beneficiile sunt mai susceptibile față de proiectele anterioare de interconexiune de energie electrică să fie percepute nu numai de către statele membre gazdă, ci și să se extindă către zonele învecinate.

Pentru ca să rămână interesante, proiectele ar trebui să aibă un impact socioeconomic global net pozitiv asupra bunăstării și niciun stat membru nu ar trebui să se confrunte cu un impact net negativ. O PS-ACB care prezintă un impact net negativ asupra unei țări care găzduiește un proiect offshore constituie un obstacol potențial în calea dezvoltării acestuia. O alocare transfrontalieră a costurilor specifice proiectului (PS-CBCA) este un instrument cu un proces structurat stabilit de TEN-E, care ajută ANR-urile și statele membre să ajungă la acorduri privind distribuția costurilor de investiții. Utilizarea PS-CBCA-urilor este obligatorie pentru proiectele de interes comun (PIC) și proiectele de interes reciproc (PMI) în cazul cărora se solicită granturi pentru lucrări în cadrul Mecanismului pentru interconectarea Europei (MIE), în timp ce alte abordări similare (care nu respectă strict cerințele TEN-E) pot fi utilizate în alte situații. Chiar și atunci când nu este obligatorie, având în vedere volumul important al investițiilor și complexitatea relativă a unui proiect hibrid, utilizarea unor simple chei de repartizare care nu sunt proporționale cu beneficiile și evitarea PS-CBCA-urilor sunt practici care ar putea deveni ineficiente. PS-CBCA-urile nu reprezintă (doar) o cerință pentru o posibilă solicitare, din partea unui PIC/PMI, de finanțare cu ajutorul MIE a lucrărilor, ci un instrument de negociere important, cu o procedură clară și termene concrete care pot facilita și accelera negocierile. Prin urmare, aceasta ar trebui privită ca unul dintre avantajele recurgerii la statutul de PIC/PMI care contribuie la furnizarea la timp a infrastructurii transfrontaliere.

i.   Pragul de semnificație pentru beneficiarii net pozitivi

Întrucât o PS-CBCA conduce la o decizie obligatorie cu privire la modul de alocare a costurilor, stabilirea statelor membre care beneficiază de un impact net pozitiv semnificativ ca urmare a implementării unui proiect trebuie să rămână pragmatică, fără ca investițiile fundamentale să rămână neacoperite. Având în vedere că este mai probabil ca beneficiile să se răspândească la nivel regional, poate fi necesar un prag de semnificație mai scăzut pentru identificarea beneficiarilor net pozitivi ai liniilor de interconexiune hibridă decât pentru identificarea beneficiarilor liniilor de interconexiune tradițională. În acest context, ar trebui luat în considerare un prag mai mic de 10 %.

ii.   Contribuții din partea statelor membre care nu sunt gazdă

Contribuția unui stat membru care nu este gazdă și care este beneficiar net pozitiv poate fi necesară pentru ca un proiect să fie rentabil în cazul în care se consideră că un stat membru gazdă se confruntă cu un impact net negativ. În principiu, un astfel de stat membru beneficiar ar trebui să contribuie financiar la asigurarea succesului unui proiect și la realizarea efectivă a beneficiilor pe teritoriul său. În practică, acest lucru poate fi dificil. De exemplu, țara care nu este gazdă poate fi implicată prea târziu în proces, ceea ce ridică noi întrebări cu privire la modelele executate și la rezultatele acestora, poate considera beneficiile estimate ca fiind prea incerte sau poate considera că este dificil din punct de vedere practic să efectueze o contribuție financiară transfrontalieră. În ambele cazuri, dacă o țară care nu este gazdă este implicată într-un proiect numai în momentul în care i se solicită o contribuție, percepția sa de apartenență la proiect și disponibilitatea sa de a contribui pot fi limitate. SB-CBCS ar trebui să contribuie la atenuarea riscului de implicare pripită.

În plus, în cadrul negocierilor privind alocarea investițiilor pentru proiectele transfrontaliere, autoritățile naționale de reglementare relevante ar trebui să ajungă la acorduri cu privire la o PS-CBCA și la o cerere de investiții. În cazul în care negocierile eșuează, sau la cererea autorităților naționale de reglementare relevante, ACER ar trebui să ia o decizie, asigurând o soluționare în timp util a procesului. Deși există cazuri în care PS-CBCA-urile alocă contribuții unei părți terțe, acestea sunt puține și, de regulă, destinate infrastructurii de gaze (9).

Contribuțiile statelor membre care nu găzduiesc proiecte sunt posibile și, în cazul în care există beneficiari net pozitivi în timp ce se consideră că unul sau mai multe state membre care găzduiesc proiecte se confruntă cu un impact net negativ, se poate estima că acestea vor fi necesare pentru viitoarele proiecte offshore. În același timp, trebuie să fie în continuare clar că o PS-CBCA este doar un instrument. Pentru a asigura obținerea unui rezultat pozitiv în cadrul negocierilor și pentru a reduce la minimum fricțiunile, în special atunci când beneficiile depășesc frontierele naționale ale statelor membre gazdă, PS-CBCA-urile ar beneficia de pe urma stabilirii unor abordări coordonate în care principiile sunt convenite în prealabil înainte de începerea unor negocieri concrete. Experiența în materie de SB-CBCS și experiența anterioară în materie de PS-CBCA ar putea servi la elaborarea unor astfel de principii la nivel regional. Mai mult, ar trebui avute în vedere stimulente colaborative suplimentare pentru a spori gradul de pregătire al statelor membre care nu sunt gazdă de a participa la investiția într-un proiect.

III.c.   Alte instrumente dincolo de PS-CBCA-uri

Luarea în considerare a unor acorduri și instrumente suplimentare pentru PS-CBCA-uri ar trebui să țină seama de dificultatea practică de a transfera costurile de infrastructură către entitățile reglementate din țările care nu sunt gazdă. Totodată, în regiunile europene există practici de cooperare și ambiții offshore diferite. Prin urmare, diferențele regionale pot conduce la acorduri diferite cu privire la orice modalități suplimentare de partajare a costurilor care urmează să fie utilizate. Grupurile la nivel înalt ar putea deveni platforme utile pentru a discuta dacă și ce tip de instrumente ar putea fi avute în vedere pentru proiectele din regiunile lor respective.

Ar putea fi explorate în continuare două tipuri de instrumente suplimentare: instrumente de facilitare a utilizării exhaustive a PS-CBCA și instrumente pentru acoperirea unui deficit de finanțare persistent.

i.   Instrumente pentru facilitarea utilizării depline a instrumentului PS-CBCA pentru proiectele de transport

Chei de distribuire a veniturilor din congestii

O PS-CBCA se realizează în momentul în care se convine asupra deciziei finale de investiții aferente unui proiect transfrontalier. În timpul exploatării activului respectiv, veniturile din congestii sunt generate și repartizate în conformitate cu metodologiile convenite și cu cheile de partajare. Distribuirea veniturilor din congestii va reflecta, de regulă, o cheie de partajare standard 50-50 sau alte chei de partajare specifice care reflectă nivelurile de proprietate sau de investiții. Utilizarea unor astfel de chei de partajare specifice ca instrument de negociere dincolo de nivelurile de proprietate/investiții ar putea, în general, să nu fie un instrument foarte eficace pentru viitoarele proiecte hibride offshore, deoarece incertitudinea cu privire la generarea de venituri din congestii poate crește, de exemplu din cauza efectelor de canibalizare între proiectele paralele de transport. Cu toate acestea, autoritățile naționale de reglementare relevante ar putea dori să convină asupra diferitelor chei de partajare specifice care să reflecte nevoile proiectului (de exemplu, costurile OPEX preconizate), în conformitate cu reglementările și metodologiile UE.

Gruparea proiectelor

Gruparea unui grup de proiecte care sunt complementare și care conțin niveluri similare de risc (de exemplu, atunci când acestea urmează să fie puse în funcțiune în paralel sau aproape în timp) poate reduce substanțial costurile de tranzacție ale unei negocieri. O astfel de grupare poate asigura faptul că proiectele care sunt interconectate sunt evaluate împreună, de exemplu pentru mai multe linii de interconexiune hibridă din aceeași regiune sau pentru consolidări ale liniilor de interconexiune hibridă și onshore necesare pentru ca energia electrică produsă offshore să ajungă la un anumit centru de cerere. Acest lucru poate contribui la reducerea incertitudinilor prin modelarea, împreună, a proiectelor cu impact reciproc și prin stabilirea de acorduri care să analizeze imaginea de ansamblu, ceea ce ar putea reduce necesitatea oricăror tranzacții financiare transfrontaliere (de exemplu, cu ajutorul unei PS-CBCA) prin compensarea costurilor și beneficiilor între proiecte și prin înlesnirea contribuțiilor „în natură” ca urmare a realizării de investiții paralele de care să beneficieze toate părțile implicate. Dată fiind necesitatea de a dezvolta în paralel proiecte de infrastructură substanțiale pentru realizarea la timp a ambițiilor offshore ale statelor membre, gruparea proiectelor ar putea deveni un instrument de facilitare. SB-CBCS poate sprijini identificarea opțiunilor raționale de grupare.

Condiționalități ex post

O PS-CBCA ar putea conține condițiile convenite în prealabil în care ar putea fi efectuată o anumită corecție (de exemplu, o modificare a cheii de distribuire a veniturilor din congestii) sau o tranzacție financiară, și anume în cazul în care condițiile se modifică în mod substanțial față de cele evaluate în etapa de alocare a costurilor. Cu toate acestea, în practică poate fi dificil să se pună în aplicare astfel de condiții fără a crea noi riscuri pentru proiect, astfel încât, dacă se recurge la această opțiune, ar trebui stabilite în avans principii clare.

Măsuri inovatoare de planificare și de asumare a responsabilității

Statele membre și operatorii din diferitele regiuni ar putea explora abordări inovatoare privind asumarea responsabilității, cum ar fi proprietatea comună, prin înființarea unor entități regionale de transport offshore responsabile cu activitățile de planificare a bazinelor maritime și dezvoltarea proiectelor transfrontaliere relevante de rețele offshore. Pe de o parte, astfel de entități ar necesita un efort inițial pentru crearea și definirea acordurilor de partajare a costurilor care pot conduce la investiții substanțiale. Pe de altă parte, ele ar fi benefice pe termen mediu, reducând costurile tranzacțiilor, precum și riscurile de eșec al negocierilor, părțile relevante fiind deja proprietari ai entității și, prin urmare, întotdeauna implicate în conceperea și dezvoltarea proiectelor transfrontaliere. Proprietatea comună ar putea fi sprijinită prin instituirea unor cadre regionale de bază de active reglementate (RAB). În plus, astfel de entități nu ar trebui să aibă implicații asupra funcționării sistemului rețelelor offshore, care ar putea rămâne în cadrul operatorilor de sistem de transport desemnați.

De asemenea, ar putea fi explorate structuri alternative de proprietate pentru a stimula dezvoltarea infrastructurii offshore. De exemplu, într-un pachet de mai multe proiecte, părțile respective ar putea conveni asupra unei proprietăți încrucișate, înlesnind astfel adeziunea unei țări net importatoare la activul de transport offshore și viceversa. Acest lucru poate contribui la stimularea unui interes puternic pentru părțile relevante dintr-o anumită regiune pentru a se asigura că toate proiectele relevante sunt realizate conform planificării și că beneficiile se realizează conform evaluării, atenuând riscurile și creând beneficii reciproce.

Planificarea regională offshore (dar nu și dezvoltarea) ar putea fi, de asemenea, consolidată, de exemplu solicitând centrelor de coordonare regionale relevante să îndeplinească noi sarcini de planificare regională.

Armonizarea tarifelor de racordare la rețea pentru producția offshore

Existența unor abordări diferite în ceea ce privește regimurile de taxare a racordării la rețea (elementară sau avansată) pentru proiectele de producere a energiei din surse regenerabile offshore poate complica procesul de ofertare pentru dezvoltatorii de energie din surse regenerabile, precum și discuțiile privind PS-CBCA dintre statele membre și/sau autoritățile naționale de reglementare. Alinierea tarifelor de racordare la nivel regional ar putea fi luată în considerare pentru proiectele privind energia din surse regenerabile offshore, ținând seama de principiile privind reflectarea costurilor cu infrastructura suportate și de nediscriminarea în ceea ce privește tarifele de rețea.

Modele regionale de negociere

S-ar putea elabora modele regionale care să servească la conturarea principiilor generale care trebuie urmate în trecerea de la SB-CBCS la evaluări și negocieri specifice proiectelor, în timp ce acestea ar trebui să rămână un instrument de facilitare și de informare pentru inițierea discuțiilor, iar flexibilitatea în negocierile efective ale proiectelor ar trebui să fie întotdeauna menținută.

ii.   Instrumente pentru acoperirea unui deficit de finanțare persistent

a)   Pentru producția offshore

Produse multianuale de transfer statistic la termen, cu alocare pentru proiectele offshore

Acordurile privind transferurile statistice pot viza anul precedent sau anul curent, anul următor sau anii următori (produse viitoare). Produsele viitoare ar putea fi deosebit de interesante pentru sprijinirea proiectelor offshore aflate în curs de examinare. Statul membru gazdă poate apoi să obțină finanțare suplimentară pentru a-și realiza proiectul privind energia din surse regenerabile offshore, abordând lacunele rămase în materie de costuri legate de sprijinul structural, în timp ce statul membru cumpărător poate asigura transferuri statistice viitoare și poate sprijini obiectivele politicii offshore. Acordurile statistice pot conține, de asemenea, condiții privind utilizarea schimburilor financiare de transfer statistic, cum ar fi indicarea faptului că sumele transferate trebuie utilizate pentru rețelele offshore legate de proiectul privind energia din surse regenerabile. Exemple de astfel de practici de condiționalitate există deja în transferurile statistice efectuate.

Sprijin UE

Mecanismul de finanțare a energiei din surse regenerabile (REFM) oferă statelor membre posibilitatea de a atinge punctele naționale de referință pentru ponderea energiei din surse regenerabile prin intermediul cooperării transfrontaliere. Acesta permite acordarea de sprijin pentru licitații pentru noi proiecte privind energia din surse regenerabile în UE pentru a acoperi o lacună în traiectoria orientativă a Uniunii privind energia din surse regenerabile sau pur și simplu pentru a accelera implementarea. Țările contribuitoare participă financiar în mod voluntar la mecanism, în cazul în care plata este legată de noi proiecte privind energia din surse regenerabile construite pe teritoriul statelor membre gazdă prin intermediul unei licitații competitive organizate de Comisie, reducând costurile administrative pentru statele membre implicate (10) și sporind eficiența implementării și acceptarea publică prin contribuții financiare transfrontaliere legate de proiecte concrete privind energia din surse regenerabile. Prin intermediul REFM, este posibil să se specifice dorința de a sprijini un anumit tip de tehnologie (de exemplu, surse regenerabile offshore) și, deși nu există în prezent, ar putea fi introduse niveluri de agregare (de exemplu, pentru diferitele bazine maritime). Cu condiția reînnoirii unui sistem similar pentru obiectivele pentru 2040 și ulterior, REFM ar putea prezenta un interes deosebit pentru proiectele privind energia din surse regenerabile offshore care necesită sprijin. Capacitățile de producție offshore considerate nerealizabile fără cadre de investiții colaborative ar putea reprezenta un candidat ideal.

Mai mult, până la 15 % din bugetul total al Mecanismului pentru interconectarea Europei (MIE) alocat energiei poate fi utilizat pentru a sprijini proiectele transfrontaliere privind energia din surse regenerabile, cu condiția ca acestea să fie susținute de un acord de cooperare în conformitate cu Directiva privind energia din surse regenerabile. Pe lângă REFM și MIE, sunt disponibile și alte instrumente (11), inclusiv Fondul european de dezvoltare regională (FEDR) și Fondul pentru modernizare, dar fără a se limita la acestea.

b)   Pentru transportul offshore

Conturi regionale de economii din venituri obținute din congestie destinate investițiilor viitoare

Veniturile din congestii trebuie utilizate pentru obiectivele prioritare stabilite prin Regulamentul (UE) 2019/943 privind energia electrică, unul dintre acestea fiind acoperirea investițiilor în rețea care sporesc capacitatea transfrontalieră. Veniturile din congestii generate de schimburile pe piață sunt relativ limitate în comparație cu nevoile totale de investiții în infrastructura offshore, însă, odată cu dezvoltarea rețelelor offshore, sumele absolute ale veniturilor regionale din congestie vor crește.

Ar trebui explorate abordări regionale pentru a aduna o parte din veniturile generate din congestii în conturi dedicate și a le utiliza pentru a acoperi o parte din investițiile necesare pentru noi proiecte care oferă beneficii mai ample pentru o regiune. În conformitate cu articolul 19 din Regulamentul privind energia electrică, veniturile din congestii nu ar trebui utilizate pentru a reduce tarifele de rețea, cu excepția cazului în care obiectivele prioritare au fost îndeplinite, iar veniturile reziduale trebuie plasate într-un cont intern separat până când vor putea fi utilizate pentru obiective prioritare. Prin urmare, un cont regional de economii ar putea sprijini punerea în aplicare a acestor dispoziții. Aceasta ar putea viza, de exemplu, abordarea exclusiv a impactului net negativ asupra statelor membre gazdă pentru proiectele cu statut de PIC/PMI. Conturile regionale de economii ar aborda lacunele în materie de investiții care sunt în mod constant dificil de acoperit, fără a se baza exclusiv pe disponibilitatea fondurilor UE sau a altor fonduri. Acest lucru ar necesita o coordonare strânsă în ceea ce privește planificarea, stabilirea costurilor și a beneficiilor, precum și acordurile de partajare a costurilor ale autorităților naționale de reglementare (și ale operatorilor de sistem de transport) din regiune. Considerațiile privind conturile regionale de economii ar putea fi luate în considerare împreună cu evaluări privind necesitatea consolidării planificării regionale și a acordurilor de proprietate.

Sprijin UE

În primele ONDP-uri, ENTSO-E estimează (12) că investițiile totale CAPEX trebuie să conecteze capacitățile de energie din surse regenerabile offshore ale Europei de aproximativ 400 de miliarde EUR între 2025 și 2050 (13), permițând furnizarea anuală a 1 600 TWh de energie curată consumatorilor europeni și transformând energia eoliană offshore în cea de a treia sursă de energie din sistemul energetic european.

Promotorii proiectelor transfrontaliere de infrastructură offshore, în special cele cu statut de PCI/PMI, ar trebui să analizeze împreună cu Banca Europeană de Investiții dacă proiectele lor pot beneficia de condiții competitive de finanțare (14).

În fine, Mecanismul pentru interconectarea Europei (MIE) poate constitui o schimbare radicală pentru o serie de proiecte ambițioase transfrontaliere de infrastructură offshore cu statut de PCI/PMI. În special, MIE poate fi foarte eficace în ceea ce privește contribuția la acoperirea unei părți a impactului net negativ perceput de un stat membru gazdă. Bugetul alocat în actualul cadru financiar multianual (CFM) pentru MIE-E este de 5,84 miliarde EUR pentru perioada 2021-2027, pentru care pot fi eligibile PCI/PMI-uri din diferite categorii de infrastructură, inclusiv rețelele electrice, rețelele offshore, rețelele electrice inteligente, rețelele inteligente de gaze, infrastructura de CO2 și infrastructura pentru hidrogen și, prin urmare, este destul de mic în comparație cu nevoile identificate.

---

(1)   https://energy.ec.europa.eu/topics/markets-and-consumers/actions-and-measures-energy-prices/repowereu-2-years_en

(2)  Directiva (UE) 2023/2413.

(3)  COM(2024) 63 final.

(4)   https://energy.ec.europa.eu/news/member-states-agree-new-ambition-expanding-offshore-renewable-energy-2023-01-19_en

(5)   Comunicare a Comisiei: Orientări privind partajarea costurilor și a beneficiilor în cadrul proiectelor de cooperare transfrontalieră în domeniul energiei din surse regenerabile (europa.eu).

(6)   https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Recommendations/ACER_Recommendation_02-2023_CBCA.pdf

(7)   https://energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/high-level-groups_en

(8)  SWD(2020) 273 final.

(9)  De exemplu, pentru linia de interconexiune de energie electrică LT-PL LitPol Link, ACER a concluzionat că nu sunt necesare compensații din partea țărilor care nu sunt gazdă. În ceea ce privește linia de interconexiune de gaze PL-LT GIPL, ACER a concluzionat că beneficiarii net pozitivi (LT, LV, EE) ar trebui să ofere compensații PL, și anume statului membru gazdă considerat că se confruntă cu un efect net negativ.

(10)  Deși se poate confrunta cu provocări practice în anumite jurisdicții naționale, în care se poate interzice în prezent delegarea organizării licitațiilor.

(11)   https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/financing/eu-funding-offshore-renewables_en

(12)   https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/tyndp-documents/ONDP2024/web_entso-e_ONDP_PanEU_240226.pdf

(13)  Inclusiv Norvegia și Marea Britanie, cu excepția radialelor.

(14)   https://www.eib.org/attachments/lucalli/20230107_cross_border_infrastructure_projects_en.pdf