Acțiunile Transelectrica, printre performerii BVB, contribuind semnificativ la evoluția foarte bună a sectorului de utilități

• Transelectrica se află într-o etapă de investiții accentuate, având resurse și direcții clare de modernizare

• Ștefăniță Munteanu: “Proiectele mari de infrastructură energetică, cum sunt cele ale Transelectrica au nevoie de un parcurs fluent în implementare, atât pentru a putea asigura condițiile tehnice de siguranță a sistemului, dar și pentru a putea să rămânem conectați la ritmul european al tranziției energetice”

Compania Transelectrica a înregistrat, anul trecut, o revenire puternică a veniturilor și profitului, față de perioada de instabilitate 2021-2023, în care profitabilitatea a fost afectată major de eliminarea/reducerea veniturilor speciale și de constrângeri reglementare.

Anul trecut, Transelectrica a adoptat o strategie flexibilă, axată pe ajustarea proceselor economico-financiare și optimizarea direcțiilor de dezvoltare. Pe tot parcursul acestei perioade, s-a urmărit constant prevenirea și diminuarea riscurilor asociate domeniului energetic și mediului de afaceri, asigurând astfel continuitatea operațională a activității. Astfel, în anul 2024, Transelectrica a înregistrat venituri totale operaționale în cuantum de 7.879 milioane de lei reprezentând o creștere de 3.161 milioane de lei față de anul precedent când s-au înregistrat venituri totale operaționale de 4.718 milioane de lei. Gradul de realizare a programului anual de investiții la 31 decembrie 2024 a fost de 98,1% (665,70 milioane de lei) față de Program an 2024 și cu 41% mai mare față de cheltuielile pentru investiții înregistrate în anul 2023 (471,95 milioane de lei).

În primul trimestru al acestui an, Transelectrica SA a înregistrat un profit net de 158 milioane de lei în primul trimestru al acestui an, în creştere cu 58% faţă de perioada similară a anului precedent, dar la semestru, compania a avut un profit net de 256 milioane lei, în scădere cu 3% faţă de cel obţinut în perioada similară din 2024.

Sustenabilitatea pe termen lung a Transelectrica depinde de capacitatea companiei de a-și diversifica sursele de venit, de a controla costurile și de a răspunde flexibil la schimbările din piața energetică și din reglementările europene.

Transelectrica a aprobat un Plan de Dezvoltare a Rețelei Electrice de Transport (RET) pentru perioada 2024-2033, cu un buget estimat la 9,49 miliarde lei. Comparativ cu planul anterior (2022-2031), acesta reflectă o creștere de circa 2,3 miliarde lei al alocărilor pentru investiții. Planul este structurat pe patru axe prioritare: retehnologizare / modernizare a rețelelor RET existente, asigurarea siguranței alimentării, integrarea producției din surse regenerabile, inclusiv din Dobrogea și Moldova și creșterea capacității de interconectare transfrontalieră. Finanțarea planului este preconizată să provină din trei surse: tarif reglementat de transport (circa 66 %), venituri din alocare de capacitate (circa17 %) și fonduri europene nerambursabile (aproximatix 17 %).

• Ștefăniță Munteanu: „Investițiile Transelectrica – coloana vertebrală a dezvoltării economice a României”

Proiectele mari de infrastructură energetică, cum sunt cele ale Transelectrica au nevoie de un parcurs fluent în implementare, atât pentru a putea asigura condițiile tehnice de siguranță a sistemului, dar și pentru a putea să rămânem conectați la ritmul european al tranziției energetice, a declarat Ștefăniță Munteanu, CEO Transelectrica, adăugând că este important ca toți actorii instituționali, din mediul guvernamental, din mediul privat, să colaboreze activ așa cum s-a întâmplat în ultimii ani.

Domnia sa a explicat: “Este evident că investițiile Transelectrica reprezintă coloana vertebrală a dezvoltării economice a României, sunt infrastructura pe care se sprijină întreg peisajul economic, apariția de noi afaceri și crearea de locuri de muncă. Oricine analizează evoluțiile din sectorul energetic poate observa că transformarea sistemului este profund legată de capacitatea de a investi consecvent. Tranziția energetică, dezvoltarea surselor regenerabile de energie, creșterea capacităților de interconectare transfrontalieră și dinamica pieței de energie schimbă paradigma de funcționare a rețelelor electrice. În acest nou cadru, investițiile nu mai sunt doar o opțiune, au devenit o necesitate strategică.

Transelectrica dispune de resurse solide: expertiză tehnică de vârf, capacitate financiară și un portofoliu divers de proiecte. Este nevoie să continuăm să optimizăm ritmul de implementare în investițiilor prin cooperare instituțională pentru accelerarea proceselor de avizare, autorizare, expropriere sau a proceselor de achiziții publice. În acest sens, avem deja inițiative legislative promovate împreună cu Ministerul Energiei și Secretariatul General al Guvernului, care au ca scop final realizarea acestor proiecte de infrastructură atât de necesare țării noastre într-un timp cât mai scurt. În aceeași măsură în care ne dorim să urgentăm etapa de avizare și autorizare în investițiile noastre, ne preocupăm și de alinierea cu standardele de mediu și de responsabilitate față de impactul pe care infrastructura noastră și operațiunile noastre îl au asupra mediului.

Programul nostru de investiții, nu doar cel pentru anul în curs,  care este unul ambițios, ci și în perspectivă pentru perioada următoare, se bazează pe un mix financiar echilibrat: fonduri proprii, finanțări europene și linii de credit. Iar ceea ce finalizăm anul acesta la nivel de investiții și mai ales ce am început închid un ciclu de modernizare și retehnologizare a rețelei electrice de transport și deschid calea pentru următorul val de investiții în digitalizare, tehnologii emergente și inovații. Transelectrica prin investițiile pe care le face trebuie să se transforme pentru a ține pasul cu transformările atât de profunde ale paradigmei de funcționare a sistemului, aflat în continuă dinamică. Ne pregătim pentru etapa de investiții 4.0, pentru proiecte regionale de transport al energiei electrice în curent continuu, pentru stații complet digitale. Schimbarea este obligatorie, deja nu mai este o opțiune”.

Prin dezvoltarea permanentă a infrastructurii de transport al energiei electrice, Transelectrica are în vedere realizarea următoarelor obiective:

• funcţionarea în siguranţă a Sistemului Electroenergetic Naţional (SEN) şi transportul energiei electrice la niveluri de calitate corespunzătoare;
• dezvoltarea RET astfel încât aceasta să fie corespunzător dimensionată pentru transportul energiei electrice prognozate a fi produsă, consumată, importată, exportată şi tranzitată;
• creșterea capacității de interconexiune a reţelelor energetice;
• sustenabilitatea prin integrarea energiei din surse regenerabile în rețea și prin transportul energiei generate din surse regenerabile până la principalele centre de consum;
• cuplarea cu piața europeană unică pe toate segmentele acesteia;
• asigurarea accesului nediscriminatoriu al solicitanţilor la reţeaua de interes public, în condiţiile prevăzute de actele normative în vigoare.

 * Apreciere de peste 70% în acest an a acțiunilor Transelectrica

Cu o apreciere de peste 70% în acest an, acțiunile Transelectrica se numară printre performerii BVB, contribuind semnificativ la evoluția foarte bună a sectorului de utilități, titlurile TEL tranzacționându-se în zona maximelor istorice, conform analiștilor.

În ultimele 12 luni, acțiunile TEL înregistrează o apreciere de peste 76%, cu mult peste indicele sectorului energetic BET-NG (+27,8%) și a indicelui principal BET (+23,3%).

De altfel, la începutul anului, Agenția Internațională de Rating Moody’s Investors Service a publicat confirmarea rating-ului pe termen lung ”Baa3”, menținând totodată perspectiva stabilă, pentru Transelectrica.

Afirmarea rating-ului pe termen lung ”Baa3” (”Investment-grade”) reflectă profilul de risc scăzut al Companiei, ca singurul operatator care asigură serviciul de transport al energiei electrice în România, susținut de implementarea consecventă a principiilor cheie în cadrul unui regim de reglementare favorabil creditării, performanță și stabilitate financiară coroborat cu un nivel scăzut al datoriilor financiare.

Transelectrica a fost prima companie cu capital majoritar de stat listată la Bursa de Valori București în cadrul programului “O piață puternică – Dezvoltarea pieței de capital”, acțiunile TEL fiind la tranzacționare în categoria Premium sub simbolul TEL, din 29 august 2006.

• Investitorii beneficiază atât de aprecierea cotației, cât și de dividendele acordate

Transelectrica se numără printre companiile care acordă investitorilor dividende în fiecare an, reafirmând angajamentul său față de acționari și consolidându-și poziția de companie responsabilă din punct de vedere financiar.

Pentru 2024, Transelectrica a distribuit dividende în valoare de 20 milioane lei. Investitorii au primit un dividend brut de 3,81 lei pe acțiune, cu un randament brut de aproximativ 6.5%, unul dintre cele mai atractive din sectorul energetic.

Transelectrica este controlată de statul român prin Secretariatul General al Guvernului, care deţine 58,69% din acţiuni. Astfel, statul a încasat din această distribuire circa 164 de milioane de lei. De asemenea, fondurile de pensii Pilon II şi alţi investitori instituţionali, precum fostele SIF-uri, sunt printre acţionarii importanţi ai companiei.

CNTEE Transelectrica SA este deja recunoscută pe plan național și internațional ca o companie puternică, cu rol strategic pe piața de energie electrică din România și un participant important pe piață regională de electricitate. Transelectrica joacă un rol activ, fiind parte a strategiei de siguranță națională prin asigurarea infrastructurii necesare funcționarii și dezvoltării pieței de energie electrică din România. În calitate de Operator de Transport și de Sistem (OTS), Transelectrica asigură siguranța în funcționare a Sistemului Electroenergetic Național (SEN) și îmbunătățirea permanentă a performanței tehnologice și adecvantei Rețelei Electrice de Transport (RET), îndeplinind standardele de calitate, garantând, în același timp, accesul reglementat la rețeaua electrică de transport, în mod transparent, nediscriminatoriu și echidistant pentru toți participanții la piață.

Companiile energetice din România contribuie la securitatea energetică a regiunii, rol care s-a observat cu claritate în ultimii ani în perioadele în care sistemele energetice ale țărilor din această parte a Europei au fost afectate de condiții meteorologice extreme. Dimensiunea acestor companii, energia produsă, livrată și, respectiv, transportată, au asigurat buna funcționare a sectorului energetic național, dar și a sistemelor energetice din țările vecine.

• Principalele obiective de investiții ale Transelectrica pentru următorii doi ani

Principalele proiecte de investiții cuprinse în Planul de Investiții al care vor fi puse în funcțiune în următorii 2 ani sunt următoarele:

1. Creșterea gradului de siguranță în alimentarea consumatorilor din zona de sud a Municipiului București racordați în stația 400/220/110/10 kV București Sud (PIF estimată – semestrul II 2025)

 Scopul proiectului: Stația 400/220/110/10 kV București Sud a fost pusă sub tensiune în anul 1965. Au fost executate lucrări de retehnologizare în perioada 2006-2009 la nivelurile de tensiune de 400 kV, 220 kV și 110 kV și în perioada 2014-2015 la tensiunea de 10 kV.

Stația electrică reprezintă un nod important al SEN în ceea ce privește alimentarea cu energie electrică a rețelei de distribuție aparținând Rețele Electrice (fostă E-Distribuție Muntenia), respectiv a consumatorilor pe zonele de sud, sud-est și sud-vest ale capitalei, asigură evacuarea energiei electrice produsă de CET Sud – ELCEN și asigură transportul energiei dinspre cele două mari zone producătoare de energie Oltenia și Dobrogea către cel mai mare consumator al țării, capitala, dar și spre consumatorii din axul de nord al SEN. Stația 400/220/110/10 kV București Sud este deosebit de importantă în alimentarea cu energie electrică a zonei de sud și a zonei centrale a Municipiului București și parțial a județului Ilfov, cu un consum în creștere continuă. Din aceste motive este necesară creșterea gradului de siguranță în alimentarea consumatorilor din zona de sud a Municipiului București racordați în stația 400/220/110/10 kV București Sud.

2. Retehnologizarea stației electrice de transformare 400/110 kV Pelicanu (PIF estimată – semestrul I 2026)

 Scopul proiectului: Retehnologizarea staţiei 400/110kV Pelicanu este motivată de vechimea instalațiilor, această stație electrică fiind proiectată de ISPE Bucureşti în anul 1971, construită în perioada 1975-1978 și conectată la SEN în anul 1979 la tensiunea 110kV, respectiv 1980 la tensiunea 400kV. Retehnologizarea stației electrice de transformare 400/110 kV Pelicanu va fi realizată în soluție 400 kV AIS, respectiv 110 kV GIS.

Staţia de 400 kV va funcţiona după o schemă cu bare colectoare duble, la care vor fi racordate următoarele circuite: 2 celule de linie de interconectare la SEN (Cernavodă și București Sud), 2 celule de transformator 400/110 kV – 250 MVA (1T și 2T), o celulă de cuplă transversală, 2 celule de măsură pe bare. Schema permite posibilitatea de extindere în viitor a staţiei cu trei celule. Staţia de 110 kV va funcţiona după o schemă cu bare colectoare duble, la care vor fi racordate următoarele circuite: 4 celule de linie (CSC 1, CSC 2, Saint Gobain și Călăraşi), 2 celule de transformator 400/110 kV – 250 MVA (1T și 2T), o celulă de cuplă transversală, 2 celule de măsură pe bare. Schema permite posibilitatea de extindere în viitor a staţiei cu două celule. Staţia de 400 kV va fi realizată în tehnologie AIS.

3. Linia Electrică Aeriană (LEA) 400 kV dublu circuit (d.c.) Gutinaş – Smârdan (PIF estimată – semestrul I 2026), Proiect finanțat prin Programul Operaţional Infrastructură Mare (POIM).

Scopul proiectului: Proiectul “Linia Electrică Aeriană (LEA) 400 kV dublu circuit (d.c.) Gutinaş – Smârdan” este un proiect de interes comun european, în conformitate cu Regulamentul Delegat (UE) nr. 389/2020 de modificare a Regulamentului (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului în ceea ce privește lista proiectelor de interes comun ale Uniunii, care face parte din “Coridorul prioritar nord-sud de interconexiuni electrice din Europa Centrală, de Est și de Sud“ (“NSI East Electricity“), Grupul 3.8. Creşterea capacităţii Bulgaria-România (în prezent cunoscut drept “Coridorul Marea Neagră“), nr. 3.8.5. Linia internă dintre Gutinaş şi Smârdan (RO).

Realizarea  LEA 400 kV dublu circuit (d.c.) Gutinaş – Smârdan”, investiţie nouă, generează o serie de avantaje din punct de vedere tehnic şi al efectelor economice din zonă, atât pentru funcţionarea reţelelor interne de transport din SEN, cât şi pentru consolidarea interconexiunii cu reţelele ENTSO – E.

 

4. Retehnologizarea stației 400 kV Isaccea (PIF estimată – semestrul II 2026)

 Scopul proiectului: Stația 400kV Isaccea este un nod energetic important al RET în zona de sud-est a țării, unde se asigură interconectarea SEN cu sistemele electroenergetice ale  Ucrainei si Republicii Moldova. Rolul și importanța stației 400kV Isaccea rezidă și în colectarea și evacuarea producției de energie electrică din centralele electrice eoliene, în fluxurile mari de putere tranzitate prin această stație, în posibilitatea de realizare a schimburilor comerciale de energie electrică la nivel regional, respectiv între România, Ucraina și Republica Moldova.  În prezent, stația 400 kV Isaccea și stația 400 kV Cernavodă sunt singurele stații de legătură între zona Dobrogea și restul SEN.

5. Instalarea a două mijloace moderne de compensare a puterii reactive în stațiile 400/220/110/20 kV Sibiu Sud și 400/220/110/20 kV Bradu (PIF estimată – semestrul II 2026), Proiect finanțat din Fondul pentru modernizare.

Scopul proiectului: Reglajul tensiune-putere reactivă prezintă o importanţă deosebită pentru funcţionarea sigură a Sistemului Electroenergetic Naţional (SEN). Realizarea reglajului automat secundar de tensiune–putere reactivă pe barele stațiilor 400 kV Sibiu Sud și Bradu reprezintă o investiţie oportună şi necesară care va conduce la reducerea pierderilor de putere activă, la creşterea siguranţei în funcţionarea SEN şi în alimentarea consumatorilor, precum şi la creşterea calităţii energiei electrice. Beneficiile care vor fi aduse RET în urma realizării investiţiei: reglajul tensiunilor în SEN, creşterea stabilităţii statice şi dinamice a sistemului energetic, limitarea oscilaţiilor de putere şi a rezonanţei subsincrone, limitarea supratensiunilor tranzitorii, echilibrarea tensiunii pe cele trei faze, reducerea CPT în RET.

6. Optimizarea funcționării LEA 400 kV existente în SEN, folosite în interconexiune și pentru evacuare putere din centrala nucleară Cernavodă și centralele de energie regenerabilă din Dobrogea, prin montarea de sisteme de monitorizare on-line (tip SMART GRID) (PIF estimată – semestrul II 2026), proiect finanțat din Fondul pentru modernizare.

Scopul proiectului: Obiectivul principal ce se doreşte a fi atins prin achiziţia şi montarea sistemelor de monitorizare on-line este creşterea siguranţei în funcţionare a LEA, creştere ce se va realiza prin diagnoza și estimarea on-line a stării tehnice a liniilor electrice aeriene pe baza datelor achiziționate online precum şi operaţionalizarea conceptului Rating Dinamic – Dynamic Line Rating (DLR). Obiectivul DLR este de a furniza Operatorului de Sistem informații precise și în timp real care să permită o mai buna utilizare a capacitații de transport a LEA şimărirea acesteia funcție de condițiile meteo actuale, reducerea riscului și creșterea fiabilității și eficienței în funcționare a acesteia.

7. Modernizare stație 220/110 kV Calafat (PIF estimată – semestrul II 2026)

 Scopul proiectului: Lucrările de modernizare a stației existente de 220/110 kV Calafat au drept scop aducerea instalațiilor la un nivel de siguranță și fiabilitate corespunzător zonei din punct de vedere energetic prin utilizarea de tehnicii actuale existente pe plan mondial, ceea ce va contribui la creșterea calității serviciului de transport al energiei electrice și la creșterea siguranței în deservirea utilizatorilor rețelei electrice de transport. În adiție, înlocuirea unității de transformare existentă (AT 200 MVA) va contribui la reducerea consumului energiei electrice aferent stației.

8. Stația 400 kV Stâlpu și Modernizare celule 110 kV și medie tensiune în stația electrică Stâlpu (PIF estimată – semestrul II 2026)

Scopul proiectului: Staţia 220/110/20 kV Stâlpu a fost proiectată în anul 1971, construită în perioada 1974-1977 şi conectată la SEN în anul 1977.Retehnologizarea acestei staţii electrice prin utilizarea rapoartelor de tensiune 400/110/20kV se impune a fi realizată din considerente de suplimentare a căilor de evacuare a puterii generate în zona de Sud-Est a SEN. Astfel, dacă în prezent schema electrică de conexiuni a staţiei 220 kV este una redusă, o celulă LEA 220 kV Stâlpu – Teleajen, respectiv o celulă AT 220/110kV, 200 MVA, prin trecerea la nivelul de 400 kV a staţiei, schema electrică de conexiuni va permite conectarea LEA 400 kV d.c. Cernavodă – Stâlpu (un circuit direct şi un circuit cu intrare-ieşire în staţia 400 kV Gura Ialomiţei).

9. Trecerea la 400kV a LEA 220kV Brazi Vest – Teleajen – Stâlpu inclusiv Achiziţie AT 400MVA 400/220/20kV şi lucrări de extindere staţiile 400kV şi 220kV aferente, în staţia 400/220/110kV Brazi Vest – Teleajen – Stâlpu (PIF estimată – semestrul II 2026)și Extinderea stației Brazi Vest (inclusiv AT4) (PIF estimată – semestrul II 2027), proiect finanțat din Fondul pentru modernizare.

Scopul proiectului: Pentru întărirea culoarului de legătură între Dobrogea şi zona municipiului Bucureşti, au fost analizate soluţii în cadrul documentării Planului de dezvoltare a RET, iar LEA 400 kV d.c. Cernavodă – Stâlpu şi trecerea la 400 kV a LEA Stâlpu – Teleajen – Brazi Vest rezolvă satisfacerea criteriului N-2 la evacuarea puterii din CNE Cernavodă după instalarea unităţilor 3 şi 4, fiind adecvate totodată şi evacuării puterii unor potenţiale CEE şi CHE preconizate în zona Vrancea şi a centralei OMV Brazi.

Unul dintre puncte slabe identificate în RET din punct de vedere al stabilităţii tranzitorii este zona Brazi Vest, analiza constatând faptul că realizarea axei 400 kV Gura Ialomiței – Stâlpu –  Teleajen – Brazi Vest este benefică, inclusiv pentru stabilitatea CCCC Brazi PETROM. Obiectul prezentei investiţii îl reprezintă trecerea la tensiunea de 400kV a liniei Brazi Vest – Teleajen – Stâlpu cu funcţionare la 220kV, inclusiv lucrările aferente în staţiile Brazi Vest şi Teleajen, exclusiv lucrările în staţia Stâlpu, care nu face obiectul prezentei investiţii, la care se adaugă achiziţia suplimentară a AT4 400MVA 400/220/20kV în staţia Brazi Vest.

10. Digitalizarea RET prin instalarea a 2 sisteme online pentru Contorizarea și managementul datelor de măsurare a energiei electrice pe piața angro și pentru Monitorizarea calității energiei electrice: Sistem monitorizare calitate energie electrică (PIF estimată – semestrul I 2027). Proiect finanțat din Fondul pentru modernizare.

Scopul proiectului: Prin realizarea noului obiectiv de investiții, „Sistem de Monitorizare a calităţii energiei electrice (Power Quality Monitoring System, PQMS)” se urmăreşte extinderea monitorizării calităţii energiei electrice la nivelul întregii RET si pe liniile de interconexiune cu sistemele electro-energetice vecine, precum şi reducerea timpului de realizare a acestui obiectiv faţă de cazul în care analizoarele ar fi montate eşalonat prin proiectele de retehnologizare/ modernizare a staţiilor de transformare ale Companiei. Sistemul de monitorizare PQMS este destinat să funcționeze în regim continuu şi trebuie să poată măsura, înregistra, agrega, transmite on-line parametrii monitorizați (măsurați / calculați), să stocheze în baze de date de tip deschis și să permită accesul securizat al clienților la interfețele de date.

11. Stația de 220 kV Ostrovu Mare (PIF estimată – semestrul I 2027).

 Scopul proiectului: Stația 220 kV Ostrovu Mare va fi amplasata în județul Mehedinți, lângă stația existentă 110/20/6 kV Ostrovu Mare, care se găsește în imediata vecinătate a CHE Porțile de Fier II. Analiza energetică a zonei Porţile de Fier I, Cetate, Calafat, Halânga și Porţile de Fier II – Gogoşu a scos în evidență necesitatea schimbării soluţiei de evacuare a energiei produse în CHE Porţile de Fier II către SEN prin realizarea unei staţii noi de conexiuni 220 kV la Ostrovu Mare, racordată printr-o LEA de 220 kV dublu circuit nouă la LEA 220 kV d.c. existentă Porţile de Fier – Cetate (circuitul 1).

12. Retehnologizare staţia 400/110/20 kV Smârdan (PIF estimată – semestrul I 2027).

 Scopul proiectului: Retehnologizarea stației Smârdan la toate nivelele de tensiune este imperios necesară având în vedere atât importanța stației pentru SEN și rețeaua zonală, cât și starea tehnică a instalațiilor, perimate fizic și moral. De asemenea retehnologizarea este o necesitate și din punct de vedere al investiției ”LEA 400 kV d.c  Smârdan-Gutinaș”.

Soluțiile de retehnologizare analizate pentru stațiile de 400 kV și 110 kV corespund unor stații exterioare, cu izolație în aer, echipate cu echipamente convenționale, avându-se în vedere refolosirea unor echipamente existente (întreruptoarele de 110 kV și întreruptorul de 400 kV aferent bobinei de compensare). Lucrarea include și retehnologizarea staţiei de 20kV, de tip interior, amplasată în clădirea existentă.

13. Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier – Reșița – Timișoara – Săcălaz – Arad /LEA 400 kV d.c. Reșița-Timișoara-Săcălaz (PIF estimată – semestrul II 2027).

Proiect finanțat din Fondul pentru modernizare.

Scopul proiectului: Lucrările de modernizare a stației existente de 220/110 kV Calafat au drept scop aducerea instalațiilor la un nivel de siguranță și fiabilitate corespunzător zonei din punct de vedere energetic prin utilizarea de tehnicii actuale existente pe plan mondial, ceea ce va contribui la creșterea calității serviciului de transport al energiei electrice și la creșterea siguranței în deservirea utilizatorilor rețelei electrice de transport. În adiție, înlocuirea unității de transformare existentă (AT 200 MVA) va contribui la reducerea consumului energiei electrice aferent stației.

14. LEA 400 kV d.c. (1ce) Constanța Nord – Medgidia Sud (PIF estimată – semestrul II 2027), proiect finanțat din Fondul pentru modernizare.

Scopul proiectului: Noua LEA 400 kV d.c. (1 circuit echipat) Constanţa Nord – Medgidia Sud va conduce la întărirea RET necesară ca urmare a aglomerării unor mari surse de putere în zone cu consum relativ redus, o pondere importantă având-o sursele regenerabile şi, în primul rând, sursele eoliene, excedentul rezultat trebuind să fie evacuat spre alte zone ale SEN.

Linia electrică aeriană poate fi utilizată pentru racordarea la SEN a unor noi producători de energie electrică, cu precădere a energiei produse din surse regenerabile, în zona Dobrogea fiind în derulare proiecte de realizare a unor centrale/parcuri electrice eoliene.

Prin acțiunea de construire a LEA 400 kV d.c. (1 circuit echipat) Constanţa Nord – Medgidia Sud se creează premisele reducerii costurilor ca urmare a pierderilor de putere.

 

• Principalele proiecte de investiții cuprinse în Programul Anual de Investiții al Transelectrica și care se află în derulare în perioada următoare

1. Stația 400 kV Timișoara (PIF estimată – semestrul I 2028), proiect finanțat din Fondul pentru modernizare.

Scopul proiectului: Stația Timișoara este una dintre stațiile de transformare de pe axul Banat, ax format din LEA 220 kV d.c. Porțile de Fier-Reșița-Timișoara-Săcălaz-Arad, cu stațiile Săcălaz și Calea Aradului racordate intrare-ieșire pe unul dintre circuitele Timișoara-Arad.

Trecerea axului Banat la tensiunea de 400 kV va conduce la întărirea rețelei de interconexiune cu ENTSO-E în zona de sud-vest și vest a României, creând premizele necesare interconexiunii cu Serbia.

Experienţa în exploatare şi situaţia incidentelor înregistrate în ultimii ani arată că se impune modernizarea şi trecerea la tensiunea de 400 kV a staţiilor de transformare de pe axul Porţile de Fier-Reşiţa-Timişoara-Săcălaz-Arad.

Având în vedere toate acestea, se consideră oportună introducerea tensiunii de 400 kV în stația Timișoara şi retehnologizarea staţiei existente 220/110 kV Timișoara pentru aducerea ei la un nivel corespunzător cerinţelor actuale de funcţionare.

2. LEA 400 kV Timişoara – Arad (Etapa III) (PIF estimată – semestrul II 2028), Proiect finanțat din Fondul pentru modernizare.

Scopul proiectului: Realizarea trecerii la 400 kV a arterei de Vest şi a noii linii de interconexiune cu Serbia generează o serie de avantaje, atât pentru funcţionarea reţelelor interne de transport din SEN, cât şi pentru consolidarea interconexiunii cu reţelele UCTE:

• securizează alimentarea unei mari zone de consum, de circa 1000 MW;
• întărește sectorul energetic Banat, contribuind astfel la creşterea stabilităţii tensiunilor în zonă şi în consecinţă şi la reducerea pierderilor de putere şi energie;
• conduce la întărirea reţelei în sud-vestul României şi deci la creşterea cantităţii de energie electrică ce se poate tranzita între România şi Serbia, ceea ce generează compensaţii financiare mai mari;
• îmbunătăţește siguranţa în funcţionare şi crește calitatea serviciului de transport în ambele sisteme electroenergetice.

 3. LEA 400 kV Suceava-Bălți (PIF estimată – semestrul II 2029).

 Scopul proiectului: Construcția LEA 400 kV Suceava – Bălți este necesară interconectării sistemului energetic al Republicii Moldova la ENTSO-E. Contract de proiectare și execuție semnat – se află în  etapa de proiectare.  Proiectul propus prezintă particularitatea de a desfășura activități și de a angaja obligații în două zone geografice învecinate, însă separate fizic de râul Prut și independente din punct de vedere jurisdicțional şi teritorial: România (membru deplin al UE), respectiv Republica Moldova (partener strategic al UE).

Promotorul și concesionarul secțiunii din LEA  400 kV Suceava (RO) – Bălți (MD) situată pe teritoriul României este CNTEE Transelectrica SA (care deține calitatea de TSO în România) în timp ce Î.S. Moldelectrica (care deține statutul de TSO în Republica Moldova) este promotorul secțiunii aflată pe teritoriul Republicii Moldova.

Noua LEA 400kV Suceava (RO) – Bălți (MD) va asigura integrarea în rețeaua electrică de transport a energiei produse din surse regenerabile din zona de Est și Sud-Est a României, iar ulterior închiderii inelului de 400kV al României (orizont 2030), va permite un transfer mai eficient al energiei electrice între România și Republica Moldova, eliminând dezavantajele actuale datorate existenței unui singur traseu de transfer la tensiunea de 400kV.

Proiectul a luat naștere ca urmare a documentelor încheiate între Moldelectrica și Transelectrica în perioada 2006 – 2008, pentru accelerarea integrării surselor regenerabile de energie și facilitarea schimburilor transfrontaliere a energiei electrice.

4. LEA 400 kV Gădălin – Suceava (PIF estimată – semestrul I 2031), proiect finanțat din Fondul pentru modernizare.

Scopul proiectului: Obiectivul proiectului de investiții de utilitate publică și de interes naţional „LEA 400 kV s.c. Gădălin – Suceava, inclusiv interconectarea la SEN” constă în construirea unei noi Linii Electrice Aeriene (LEA) de 400 kV simplu circuit (s.c.) Gădălin – Suceava și interconectarea la SEN. Contract de proiectare și execuție semnat – se află în etapă de proiectare.

Construirea LEA 400 kV s.c. Gădălin – Suceava, inclusiv interconectarea la SEN, va facilita integrarea centralelor electrice eoliene ce urmează a fi construite în următorii ani în Moldova şi Dobrogea, fără a afecta buna funcţionare a SEN. Trebuie subliniat de asemenea efectul privind creşterea posibilităţilor de dezvoltare locale prin asigurarea unei căi alternative de alimentare a zonelor deficitare de energie electrică, din nordul Transilvaniei şi Moldova.

• Stadiul actual al construcției inelului de 400 kV și etape viitoare pentru finalizarea acestui proiect strategic

 Inel 400 kV – Axul Banat

Rețeaua electrică de transport al energiei electrice existentă în România la tensiunea de 400 kV este deficitară în zona de sud – vest (tronsonul Porțile de fier – Arad) și zona de nord (tronsonul Cluj (Gădălin) – Suceava). România și Serbia au avut o singură linie de interconexiune, LEA 400 kV Porțile de Fier – Djerdap. Zona de vest a SEN este o zonă deficitară în ceea ce privește criteriul producție/ consum. În anumite situații, ieșirea din funcțiune a LEA 220 KV Porțile de Fier – Reșița – Timișoara poate conduce la nealimentarea unei zone de consum de peste 1000 MW, cu daune posibile de ordinul a milioane euro/ incident. Realizarea trecerii la 400 KV a axului și a noii linii de interconexiune cu Serbia (Reșița- Pancevo – operaționalizată comercial pe ambele circuite la începutul anului 2025) generează o serie de avantaje, atât pentru funcționarea rețelelor interne de transport din SEN, cât și pentru consolidarea interconexiunii cu rețelele ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity).

1. LEA 400 kV s.c. Porțile de Fier – (Anina) – Reșița – Finalizat în martie 2024

 Scopul proiectului

Realizarea trecerii la 400 kV a arterei de Vest și a noii linii de interconexiune cu Serbia generează o serie de avantaje, atât pentru funcționarea rețelelor interne de transport din SEN, cât si pentru consolidarea interconexiunii cu rețelele vecine:

– securizează alimentarea unei mari zone de consum, de circa 1000 MW;

– întărește sectorul energetic Banat, contribuind astfel la creșterea stabilității tensiunilor în zonă și în consecință și la reducerea pierderilor de putere și energie;

– conduce la întărirea rețelei în sud-vestul României și deci la creșterea cantității de energie electrică ce se poate tranzita între România și Serbia, ceea ce generează compensații financiare mai mari;

– îmbunătățește siguranța în funcționare și crește calitatea serviciului de transport în ambele sisteme electroenergetice;

– noua legătură de 400 kV s.c. Porțile de Fier – (Anina) – Reșița rezervează linia existentă 220 kV Porțile de Fier – Reșița, ceea ce mărește siguranța în alimentare a zonei deficitare Banat;

– noua linie de interconexiune rezervează linia existentă Porțile de Fier – Djerdap, ceea ce mărește siguranța îndeplinirii contractelor de import/export cu piața europeană de energie.

Traseul LEA 400 kV Porţile de Fier – (Anina) –  Reşiţa  porneşte din Stația 400 kV Porțile de Fier și se continuă în imediata vecinătate a LEA 220 kV existentă Porţile de Fier – Reşiţa până la traversarea râului Cerna.Pe tronsonul LEA cuprins între Porţile de Fier şi traversarea râului Cerna la vest de Băile Herculane, sunt traversate zone din Parcul Natural Porţile de Fier şi Geoparcul Platoul Mehedinţi. După traversarea LEA 220 kV Porţile de Fier – Reşiţa, a râului Cerna, a DN6 precum şi a căii ferate electrificate Orşova – Caransebeş, traseul LEA schimbă orientarea spre nord și se racordează la LEA 400 kV existentă Anina-Reşiţa în zona bornelor nr. 22-23 situate la est de localitatea Anina.

Lungimea traseului LEA 400 kV Porţile de Fier – Anina este de circa 82 km si are 259 stâlpi, iar tronsonul reabilitat de linie existentă Anina – Reșița este de 36 km și are 120 de stâlpi.

Traseul LEA 400 kV s.c. Porţile de Fier – Anina, traversează un număr de 10 unităţi administrativ teritoriale din cadrul judeţelor Mehedinţi (Drobeta Turnu Severin, Ilovița, Breznița Ocol) şi Caraş Severin (Anina, Bozovici, Prigor, Lăpușnicel, Iablanița, Mehadia, Topleț).                   

2. Stația 400/220/110 kV Reșița – Finalizat în aprilie 2025

Stația Reșița este una dintre cele mai importante stații de transformare de pe axul Banat, ax format din LEA 220 kV d.c. Porțile de Fier-Reșița-Timișoara-Săcălaz-Arad, cu stațiile Săcălaz și Calea Aradului racordate intrare-ieșire pe unul dintre circuitele Timișoara-Arad.

Trecerea axului Banat la tensiunea de 400 kV va conduce la întărirea rețelei de interconexiune cu ENTSO-E în zona de sud-vest și vest a României, creând premizele necesare interconexiunii cu Serbia. Punerea în sarcină a LEA 400 kV Reșița (România) – Pancevo (Serbia) circuitul 1+2 este condiționată de realizarea celulelor LEA 400 kV Pancevo 1 și Pancevo 2 din stația Reșița. Experienţa Transelectrica în exploatarea instalațiilor electrice din stațiile de transformare de pe axul Banat şi situaţia incidentelor înregistrate în aceste stații de transformare în ultimii ani arată că se impune modernizarea nivelelor de tensiune existente și introducerea nivelului de tensiune de 400 kV. Având în vedere toate acestea, se consideră oportună introducerea tensiunii de 400 kV în stația Reșița şi retehnologizarea staţiei existente 220/110 kV Reşiţa pentru aducerea ei la un nivel corespunzător cerinţelor actuale de funcţionare.

Stația 400/220/110 kV Reșița se află în Judeţul Caraş-Severin, pe partea dreaptă a drumului naţional DN58 Reşiţa – Caransebeş, la cca. 5 km nord de municipiul Reşiţa, în apropiere de localitatea Soceni.

Proiectul ”Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de fier-Reşiţa-Timişoara-Săcălaz-Arad. Staţia 400/220/110 kV Reşiţa” are drept scop realizarea stației 400 kV Reșița și retehnologizarea stației 220/110 kV Reșița.

3. Stația 400 kV Timișoara, Proiect finanțat prin fondul de modernizare – În derulare

Stația Timișoara este una dintre stațiile de transformare de pe axul Banat, ax format din LEA 220 kV d.c. Porțile de Fier-Reșița-Timișoara-Săcălaz-Arad, cu stațiile Săcălaz și Calea Aradului racordate intrare-ieșire pe unul dintre circuitele Timișoara-Arad.  Trecerea axului Banat la tensiunea de 400 kV va conduce la întărirea rețelei de interconexiune cu ENTSO-E în zona de sud-vest și vest a României, creând premizele necesare interconexiunii cu Serbia.Experienţa în exploatare şi situaţia incidentelor înregistrate în ultimii ani arată că se impune modernizarea şi trecerea la tensiunea de 400 kV a staţiilor de transformare de pe axul Porţile de Fier-Reşiţa-Timişoara-Săcălaz-Arad.

Având în vedere toate acestea, se consideră oportună introducerea tensiunii de 400 kV în stația Timișoara şi retehnologizarea staţiei existente 220/110 kV Timișoara pentru aducerea ei la un nivel corespunzător cerinţelor actuale de funcţionare.

Proiectul „Retehnologizare stația 110 kV Timișoara și Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier – Anina – Reșița – Timișoara – Săcălaz – Arad, etapa II: Stația 400 kV Timișoara” are drept scop realizarea Stației 400kV Timișoara și retehnologizarea Stației 220/110kV Timișoara.

Investiția este în derulare, contractul de proiectare și execuție lucrări a fost semnat în octombrie 2024, cu o durată de 42 de luni.  În această etapă sunt obținute toate avizele și autorizațiile necesare.

4. LEA 400 kV d.c. Reșița – Timișoara – Săcălaz, proiect finanțat prin Fondul de modernizare

Obiectivul proiectului de investiții de utilitate publică și de interes naţional „LEA 400 kV d.c. Reşiţa – Timişoara – Săcălaz” constă în trecerea la tensiunea de 400 kV a LEA 220 kV Reşiţa – Timişoara și reprezintă etapa a II-a din proiectul de trecere la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier – Reşiţa – Timişoara – Săcălaz – Arad.

Proiectul de trecere la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier – Reşiţa – Timişoara – Săcălaz – Arad, obiectiv de importanţă strategică ce realizează întregirea inelului național de 400 kV al rețelei electrice de transport al energiei electrice din zona de sud-vest a României cuprinde următoarele etape:

– Etapa I LEA 400 kV Porțile de Fier – Anina – Reșița (finalizat);

– Etapa II-a LEA 400 kV Reşiţa – Timişoara – Săcălaz (în derulare);

– Etapa III-a LEA 400 kV Timişoara – Arad (în curs de achiziție).

 Acest proiect este un obiectiv de investiţii de importanţă strategică pentru creşterea siguranţei în funcţionare a SEN şi implicit, pentru alimentarea cu energie electrică a consumatorilor în condiţii de calitate şi cu respectarea principiilor dezvoltării durabile.

Trecerea la tensiunea de 400 kV a LEA Reşiţa – Timişoara are efecte pozitive prin reducerea pierderilor de putere activă şi îmbunătăţirea nivelului de tensiuni în Sistemul Electroenergetic Naţional (SEN).

LEA 400 kV d.c. Reşiţa – Timişoara – Săcălaz va fi amplasată pe teritoriul județului Caraș-Severin, pe raza a 6 unități teritorial administrative, și al județului Timiș, pe raza a 10 unități teritorial administrative.

Preponderent în mediul rural-agricol, LEA 400 kV d.c. Reşiţa – Timişoara – Săcălaz va avea lungimea traseului de circa 107,27 km (cu un total de 337 de stâlpi).

 A fost semnat contractul de proiectare și execuție lucrări în septembrie 2024, se află în desfășurare etapa de obținere a autorizațiilor/avizelor. S-au transferat fondurile aferente exproprierilor (cf. Anexei nr. 2 la HG), este declanșată procedura de emitere a deciziilor de expropriere. A fost finalizată etapa de proiectare. A fost emis ordinul de începere al execuție lucrărilor. Durata contractului este de 36 de luni (22 de luni durata de execuție);

Pentru realizarea acestui proiect a fost emisă HG 334/2025 în vederea aprobării exproprierii și declarării proiectului ca Proiect de importanță națională.

5. LEA 400 kV Timişoara – Arad (Etapa III), Proiect finanțat prin Fondul de modernizare

Realizarea trecerii la 400 kV a arterei de Vest și a noii linii de interconexiune cu Serbia generează o serie de avantaje menționate în Obiectivele specifice, atât pentru funcționarea rețelelor interne de transport din SEN cât și pentru consolidarea interconexiunii cu rețelele ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity):

• securizează alimentarea unei mari zone de consum, de circa 1000 MW;
• întăresc sectorul energetic Banat, contribuind astfel la creşterea stabilităţii tensiunilor în zonă şi în consecinţă şi la reducerea pierderilor de putere şi energie;
• conduc la întărirea reţelei în sud-vestul României şi deci la creşterea cantităţii de energie electrică ce se poate tranzita între România şi Ungaria, ceea ce generează compensaţii financiare mai mari;
• îmbunătăţesc siguranţa în funcţionare şi cresc calitatea serviciului de transport în ambele sisteme electroenergetice.

LEA 400 kV Timişoara – Arad va fi alcătuită din 4 tronsoane și va traversa 12 unităţi administrativ teritoriale aparţinând judeţelor Timiş (8 UAT) şi Arad (4 UAT). Lungimea totală a LEA va fi de 67,2 km (24,7 km s.c. și 42,5 km d.c.).

A fost semnat contractul de proiectare și execuție lucrări în luna iunie 2025. Se află în desfășurare etapa de punere la dispoziția antreprenorului a documentelor necesare obținerii autorizațiilor/avizelor. Durata contractului este de 36 de luni.

6. LEA 400 kV Gădălin – Suceava, Proiect finanțat prin fondul de modernizare

Obiectivul proiectului de investiții de utilitate publică și de interes naţional „LEA 400 kV s.c. Gădălin – Suceava, inclusiv interconectarea la SEN” constă în construirea unei noi Linii Electrice Aeriene (LEA) de 400 kV simplu circuit (s.c.) Gădălin – Suceava și interconectarea la SEN.

Construirea LEA 400 kV s.c. Gădălin – Suceava, inclusiv interconectarea la SEN, va facilita integrarea centralelor electrice eoliene ce urmează a fi construite în următorii ani în Moldova şi Dobrogea, fără a afecta buna funcţionare a SEN. Trebuie subliniat de asemenea efectul privind creşterea posibilităţilor de dezvoltare locale prin asigurarea unei căi alternative de alimentare a zonelor deficitare de energie electrică, din nordul Transilvaniei şi Moldova.

Această linie va fi una dintre puţinele LEA de înaltă tensiune care traversează lanţul carpatic, rezultând una dintre cele mai lungi traversări a munţilor Carpaţii Orientali, comparabilă doar cu cea a LEA 220 kV (simplu circuit) Fântânele – Gheorgheni – Stejaru și este un obiectiv de investiţii de importanţă strategică pentru creşterea siguranţei în funcţionare a SEN şi implicit, a alimentării cu energie electrică a consumatorilor în condiţii de calitate şi cu respectarea principiilor dezvoltării durabile.

Construirea acestei noi LEA de 400 kV, va avea efecte pozitive prin îmbunătăţirea nivelului de tensiuni în SEN.

Traseul noii LEA 400 kV (s.c.) Suceava – Gădălin are o lungime totală de circa 260 km (cu un total de 967 de stâlpi), este situat în partea de nord a României şi străbate teritoriul a 3 județe (Cluj – 37 km, Bistrița Năsăud – 103 km şi Suceava – 120 km) şi a 40 unităţi administrativ-teritoriale (UAT).

Realizarea liniei de 400 kV (s.c.) Gădălin – Suceava implică şi necesitatea echipării celulelor de capăt în staţiile de 400 kV Gădălin şi Suceava, în vederea interconectării noii LEA 400 kV la SEN.

A fost semnat contractul de proiectare și execuție lucrări în august 2025, cu o durată de 69 de luni. Se află în desfășurare etapa de proiectare, obținere avize și autorizații.

• Inel 400 kV Sud-Est

 1. LEA 400 kV d.c. Gutinaş – Smârdan

 Proiect finanțat prin POIM (Programul Operaţional Infrastructură Mare) și PDD (Programul Dezvoltare Durabilă) pentru etapa a II-a – în derulare

Scopul proiectului

Realizarea  „LEA 400 kV d.c. Gutinaş – Smârdan”, investiţie nouă, generează o serie de avantaje din punct de vedere tehnic şi al efectelor economice din zonă, atât pentru funcţionarea reţelelor interne de transport din SEN, cât şi pentru consolidarea interconexiunii cu reţelele ENTSO – E.

Principalele avantaje sunt:

– elimină suprasarcinile ca urmare a apariţiei unor importante surse de energie electrică regenerabilă în partea de sud-est a României;

– crește capacitatea de evacuare a puterii excedentare produse din surse regenerabile din Dobrogea către centrele de consum și stocare din restul țării;

– îmbunătăţeşte siguranţa în funcţionare şi creşte calitatea serviciului de transport al energiei electrice în Sistemul Electroenergetic al României;

– creşte flexibilitatea în exploatare şi conduce la reducerea pierderilor în SEN;

– securizează alimentarea unei mari zone de consum de circa 895 MW din zona Moldovei prin majorarea capacităţii de transport a RET pe zona Dobrogea – Moldova cu 1280 MW;

– asigură condiţiile pentru racordarea la SEN a unor noi producători de energie electrică, cu precădere a energiei produse din surse regenerabile;

– realizează creşterea capacităţii de interconexiune România – Bulgaria (Black Sea Corridor) în cadrul proiectelor de interes comun ale Uniunii Europene.

Lucrarea de utilitate publică de interes naţional „LEA 400 kV d.c. Gutinaş – Smârdan” va avea o lungime de 140 km (cu un total de 445 de stâlpi. Traseul LEA 400 kV d.c. Gutinaș-Smârdan străbate 26 UAT din cadrul județelor Bacău, Vrancea și Galați.

Lucrările sunt realizate în proporție de 88%. Au fost predate executantului terenurile necesare în vederea execuției lucrărilor din zona forestieră, termenul de finalizare este semestrul I al anului 2026.

2. Proiectul „Linia internă dintre Cernavodă şi Stâlpu”

Proiectul vizează consolidarea secțiunii transversale între coasta de vest a Mării Negre și restul sistemului european, contribuind totodată la întărirea rețelei de transport al energiei electrice din România, la creșterea capacității de interconexiune dintre România și Bulgaria și la integrarea energiei eoliene din zona Dobrogei.

Proiectul „Linia internă dintre Cernavodă şi Stâlpu” a cuprins 4 proiecte subsecvente:

1. LEA 400 kV d.c. Cernavodă – Stâlpu și racord în stația Gura Ialomiței (Proiect finanțat prin POIM (Programul Operaţional Infrastructură Mare) – Finalizat, 22.06.2023;
2. Extindere stația 400 kV Cernavodă – etapa a II-a -Racordare linii noi – Finalizat, 16.03.2023;
3. Stația 400 kV Stâlpu – în derulare contract de furnizare și contract de execuție.
4. Extindere stația 400 kV Gura Ialomiței cu două celule 400 kV de linie – Finalizat, 05.06.2024.

 

3. Stația 400 kV Stâlpu (staţie nouă) + Modernizare celule 110 kV și medie tensiune

Trecerea la tensiunea 400 kV a staţiei 220/110/20 kV Stâlpu este determinată în principal de necesitatea evacuării din zona Dobrogea a puterii produse în viitor de grupurile 3 şi 4 ale CNE Cernavodă, a realizării centralelor electrice eoliene şi conectării lor la RET, cât şi a perspectivei de racordare a unui grup suplimentar în centralele termoelectrice clasice Galaţi şi/sau Brăila.

De asemenea, trebuie menţionat că în zona adiacentă staţiei electrice 220/110/20 kV Stâlpu, în viitorul apropiat se vor dezvolta centrale electrice eoliene (CEE), puterea suplimentară generată astfel urmând să fie evacuată în SEN prin staţia electrică Stâlpu.

Contractul de execuție lucrări rămase de executat a fost semnat în ianuarie 2025, cu termen de 24 de luni. În prezent sunt în derulare etapele de furnizare echipamente și execuție lucrări.

• Investiții în vederea integrării eficiente a noului val de regenerabile în rețeaua națională (Conform Planului de Dezvoltare al RET pentru perioada 2024-2033)

1. Racordarea LEA 400 kV Stupina-Varna și LEA 400 kV Rahman – Dobrudja în staţia 400 kV Medgidia Sud. Etapa II – LEA 400 kV d.c. Racorduri la staţia Medgidia Sud (PIF realizată – 2024);
2. LEA 400 kV Brazi Vest – Teleajen – Stâlpu (PIF estimată – 2026);
3. Extinderea stației Brazi Vest (inclusiv AT4) (PIF estimată – 2027);
4. Stația 400 kV Teleajen și retehnologizare stația 110 kV (PIF estimată – 2028);
5. LEA 400 kV d.c. (1c.e) Constanța Nord – Medgidia Sud (PIF estimată – semestrul II 2027);
6. Mărirea capacității de transport LEA 220 kV Stejaru – Gheorgheni – Fântânele (PIF realizată – noiembrie 2024);
7. Mărirea capacității de transport LEA 220 kV Gutinaș-Dumbrava (PIF estimată – 2028);
8. Mărirea capacității de transport LEA 220 kV Dumbrava-Stejaru (PIF estimată – 2028);
9. Echiparea circuitului 2 a LEA 400kV d.c. Gutinaș –Smârdan (PIF estimată – 2028);
10. Optimizarea funcționării LEA 400 kV existente în SEN folosite în interconexiune, pentru evacuare putere din CNE Cernavodă și centralele de energie regenerabilă din Dobrogea, prin montarea de sisteme de monitorizare on-line (PIF estimată – 2026);
11. Mărirea capacității de transport LEA 220 kV Fântânele-Ungheni (PIF estimată – 2029);
12. Proiect Pilot DigiTEL Power Lines of the Future – Trecerea LEA 400 kV Isaccea – Tulcea Vest de la simplu circuit la dublu circuit (PIF estimată – 2029);
13. LEA 400 kV Stâlpu – Brașov, inclusiv interconectarea la SEN (linie nouă) (PIF estimată – 2031);
14. Mărirea capacității de transport tronson LEA 400 kV București Sud – Pelicanu (8 km) (PIF realizată – Decembrie 2024);
15. Mărirea capacității de transport LEA 400 kV Cernavodă – Pelicanu (53 km) (PIF estimată – 2030);
16. Mărirea capacității de transport LEA 400 kV București Sud-Gura Ialomiței (PIF estimată – 2028);
17. Mărirea capacității de transport LEA 400 kV Brașov-Gutinaș (PIF estimată – 2030);
18. Mărirea capacității de transport LEA 220 kV București Sud-Fundeni (PIF estimată – 2030).

 

• Numărul estimat de șantiere în lucru în anul 2026, comparativ cu ultimii 5 ani

În anul 2026, conform Programului Anual de Investiții al Companiei, vor fi în lucru aproximativ 28 de șantiere pentru realizarea investițiilor majore, comparativ cu anii anteriori, când numărul șantierelor a fost după cum urmează:

2025: aproximativ 24 șantiere;

2024: aproximativ 19 șantiere;

2023: aproximativ 21 șantiere;

2022: aproximativ 24 șantiere;

2021: aproximativ 23 șantiere;

2020: aproximativ 24 șantiere.

• Principalele proiecte de investiții care vor fi demarate anul următor

(și care la acest moment se află în procedură de achiziție publică)

1. Proiect pilot – Retehnologizare Stația 220/110/20 kV Alba Iulia în concept de stație digitală (PIF estimată – 2029).

Proiect finanțat din Fondul pentru modernizare.

Îmbunătățire siguranță în funcţionare a instalațiilor prin acţiuni care vizează: optimizarea schemei electrice primare; modernizarea echipamentului energetic primar şi secundar;asigurarea teleconducerii întregii stații de la nivelul centrelor de dispecer centrale şi teritoriale; creșterea calității serviciului de transport al energiei electrice; îmbunătăţirea serviciilor pentru utilizatorii rețelei electrice de transport; îmbunătățirea performanţei energetice a staţiei; îmbunătăţirea capabilităților operaţionale necesare implementării standardelor asociate managementului activelor şi reţelelor inteligente; îmbunătăţirea managementului riscurilor asociate operării şi mentenanţei staţiei; reducerea impactului asupra mediului prin utilizarea de echipamente şi tehnologii moderne;dezvoltarea competenţelor specifice necesare digitalizării proceselor.

2. Retehnologizare staţia 110 kV Medgidia Sud – execuție lucrări. (Punere în funcțiune estimată – 2027).

Stația de 110 kV Medgidia Sud are o importanță deosebită atât pentru alimentarea zonei de consum cât și pentru alimentarea serviciilor interne ale CNE Cernavodă și pentru evacuarea puterii CEE. Ieșirea din funcțiune a unor elemente ale stației 110 kV Medgidia Sud poate să conducă la nealimentarea unor zone de consum din județul Constanța sau la oprirea funcționării unor CEE (peste 250 MW). Stația de transformare 110/20 kV Medgidia Sud, pusă în funcțuine în anul 1978, se prezintă într-o stare necorespunzătoare cerințelor de sistem pentru zona deservită, atât ca urmare a performanțelor tehnice ale echipamentelor cât și a uzurii fizice și morale a întregii instalații. Prin urmare, este oportună și necesară retehnologizarea stației electrice de 110/20 kV Medgidia Sud pentru creșterea siguranței în alimentare și pentru îmbunătățirea performanțelor echipamentelor și aparatajului.

3. Creșterea gradului de siguranță în alimentarea consumatorilor din zona de nord-est a Municipiului București racordați în stația 220/110/10 kV Fundeni (Punere în funcțiune estimată – 2027).

Scopul proiectului: Staţia electrică de transformare Fundeni reprezintă un nod important al Sistemului Energetic Naţional, în ceea ce priveşte alimentarea cu energie electrică a zonei de nord – est a Bucureştiului, a reţelei de distribuţie aparţinând E – Distribuţie Muntenia SA. Staţia electrică de transformare Fundeni este realizată pe trei niveluri de tensiune: 220 kV,110 kV şi 10 kV.

Staţia 220/110/10 kV Fundeni a fost pusă sub tensiune în anul 1955. A suferit lucrări de retehnologizare în perioada 2006 – 2007, la tensiunile de 220 si 110 kV si în 2008 la tensiunea de 10 kV.

 4. Instalarea de centrale electrice fotovoltaice (CEF) și instalații de stocare a energiei, destinate alimentării serviciilor interne din stațiile electrice ale CNTEE ‘Transelectrica’ – SA (PIF estimată – 2026).

Proiect finanțat din PNRR.

Reducerea costurilor de operare ale Transelectrica, prin reducerea costurilor pentru achiziția energiei electrice necesare serviciilor interne din stații.

Creșterea nivelului de siguranță în alimentarea serviciilor interne din stații.

Reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră. Creșterea procentului de energie din resurse regenerabile produsă la nivel național și implicit european.

• Cea mai importantă lucrare de investiții finalizată în anul 2025: Retehnologizarea Stației 400/220/110 kV Reșița, o investiție de 175 de milioane de lei, fără TVA

Stația Reșița este una dintre cele mai importante stații de transformare de pe axul Banat, ax format din LEA 220 kV d.c. Porțile de Fier-Reșița-Timișoara-Săcălaz-Arad, cu stațiile Săcălaz și Calea Aradului racordate intrare-ieșire pe unul dintre circuitele Timișoara-Arad.

Trecerea axului Banat la tensiunea de 400 kV va conduce la întărirea rețelei de interconexiune cu ENTSO-E în zona de sud-vest și vest a României, creând premizele necesare interconexiunii cu Serbia. Punerea în sarcină a LEA 400 kV Reșița (România) – Pancevo (Serbia) circuitul 1+2 a fost condiționată de realizarea celulelor LEA 400 kV Pancevo 1 și Pancevo 2 din stația Reșița.

Experienţa Transelectrica în exploatarea instalațiilor electrice din stațiile de transformare de pe axul Banat şi situaţia incidentelor înregistrate în aceste stații de transformare în ultimii ani au arătat că se impunea modernizarea nivelelor de tensiune existente și introducerea nivelului de tensiune de 400 kV.

Având în vedere toate acestea, era evidentă oportunitatea introducerii tensiunii de 400 kV în stația Reșița şi retehnologizarea staţiei existente 220/110 kV Reşiţa pentru aducerea ei la un nivel corespunzător cerinţelor actuale de funcţionare.

• Profitul net al Transelectrica a fost de 256 milioane lei, în semestrul I, în scădere cu 3%

Profitul net al Transelectrica a fost de 256 milioane lei, în semestrul I, în scădere cu 3%, față de perioada similară din 2024, potrivit unui raport transmis Bursei de Valori București.

Segmentul activităților cu profit permis a înregistrat un rezultat în sumă de 218 milioane lei în semestrul I 2025, în scădere cu 99 milioane lei față de rezultatul în sumă de 317 mil lei realizat în S1 2024, în contextul în care veniturile operaționale sunt mai mici cu suma de 54 milioane lei, iar cheltuielile operaționale (inclusiv amortizarea) au crescut cu suma de 45 milioane lei, a transmis compania.  Scăderea veniturilor operaționale (1.151 mil lei la 30 iunie 2025 față de 1.205 mil lei la 30 iunie 2024) a fost influențată în principal de scăderea cu 44 mil lei a veniturilor din tranzacții CPT, a veniturilor conjuncturale din ajutoare de avarie (-60 mil lei) și capitalizare CPT (-23 mil lei).

Veniturile din transport și alte venituri din piață de energie au înregistrat o creștere de 73 mil lei, respectiv de la 1.046 mil lei în S1 2024 la 1.119 mil lei în S1 2025  influențată în principal, de creșterea cantității de energie electrică transportată și de tariful aprobat de ANRE, care a condus la o apreciere a veniturilor din tarif reglementat cu 124 mil. lei (+16%) față de aceeași perioada a anului precedent.

Creștere au înregistrat și veniturile din alocarea capacității de interconexiune (+49 mil lei) care în intervalul ianuarie – iunie 2025 au ajuns la 151 mil lei (de la 102 mil lei în același interval din anul 2024), creștere influențată de modelul de formare al prețului în funcție de cerere și oferta din Ungaria și Bulgaria. Alocările implicite, în care sunt prevăzute simultan capacitate și energie, sunt puternic influențate de variațiile prețului energiei electrice pe bursele din Europa.

Creșterea cu 5% a cheltuielilor operaționale, inclusiv amortizarea (933 mil lei în S1 2025 față de 888 mil lei S1 2024) a fost influențată în principal de creșterea cheltuielilor cu mentenanță și reparații RET, a cheltuielilor cu personalul, a amortizării și a cheltuielilor privind operarea sistemului.

Modificările introduse prin OUG 32/2024 au condus spre o ieșire treptată din schemă de sprijin și o revenire la mecanismele de piață concurențiale. Ca urmare, începând cu 01.01.2025, energia necesară acoperirii CPT a fost achiziționată în proporție de circa 50% prin contracte bilaterale, la un preț mediu mai mare față de perioada similară a anului 2024. Eliminarea mecanismului MACEE, cu preț reglementat, creșterea consumului și temperaturile scăzute din luna februarie, precum și scăderea producției hidroelectrice au condus la creșterea importurilor și la o creștere a prețurilor  energiei pe piețele pe termen scurt față de perioada similară a anului 2024. Astfel, prețul mediu al energiei achiziționate de pe piețele pe termen scurt în perioada ianuarie – iunie 2025 a fost mai ridicat decât prețul la S1 2024.

Segmentul activităților zero-profit a înregistrat un rezultat pozitiv la 30 iune 2025 în suma de 46 mil lei, comparativ cu S1 2024 (-50 mil lei), în condițiile în care veniturile/cheltuielile pe piața de echilibrare au fost de aproximativ 2 ori mai mici în S1 2025 față de S1 2024.

Pentru activitatea de servicii de sistem/ capacitate de echilibrare, potrivit reglementărilor ANRE surplusul/deficitul de venit față de costurile recunoscute rezultate din desfășurarea acestei activități urmează a fi compensate prin corecție tarifară ex-post (corecție negativă/pozitivă) aplicată de ANRE în tarif în anii următori celui în care s-a înregistrat surplusul/deficitul respectiv.

În primul semestru al anului 2025, s-a înregistrat o scădere în procent de 1% a consumului intern net și o scădere cu 10% a producției nete de energie. În ceea ce privește scăderile de consum din lunile ianuarie  (-1,76%), martie (-3,71%), mai (-2,53%) și iunie (-9,52%), acestea au un trend descrescător tot mai pronunțat de la o luna la altă, pe măsură ce crește durata intervalului zilnic al radiației solare cu alte cuvinte, o dată cu creșterea producției de energie la nivelul prosumatorilor, se înregistrează o scădere a consumului măsurat la nivel național.

Pe ansamblul semestrului I din 2025 CPT-ul în RET a scăzut cu 6% comparativ cu perioada similară din 2024, în special ca urmare a fluxurilor fizice mai avantajoase pe liniile de interconexiune, în mod deosebit a celor de pe granițele cu Ucraina și Ungaria și a condițiilor meteorologice mai favorabile din lunile ianuarie, februarie, aprilie și iunie, caracterizate de cantități mai reduse de precipitații, care au determinat reducerea pierderilor corona.

• Transelectrica și-a însușit principiile din cadrul Codului de Guvernanță Corporativă al BVB

Odată cu listarea acțiunilor pe piața reglementată a Bursei de Valori București („BVB”), Transelectrica și-a însușit principiile din cadrul Codului de Guvernanță Corporativă al BVB.

În conformitate cerințele BVB, Transelectrica a făcut public investitorilor Regulamentul de Guvernanță Corporativă al Companiei revizuit. Obiectivul îl reprezintă îmbunătăţirea și consolidarea elementelor și principiilor guvernanţei corporative pentru protejarea acționarilor și a drepturilor acestora și pentru conformarea cu cerinţele de transparență. Regulamentul de Guvernanţă Corporativă reprezintă un instrument extrem de important pentru Companie şi are, în special, scopul de a reuni într-un singur document, într-o formă sintetică, principalele reguli şi reglementări existente şi deja aplicate de către Companie.

Elementele centrale ale acestui Regulament de Guvernanță Corporativă sunt accesul la informații al investitorilor și protejarea drepturilor acționarilor. Compania a adoptat o cultură transparentă și un model eficient de guvernanță corporativă, documentele-suport interne în materie, dar şi comportamentul Companiei, sunt aliniate la noile cerințe impuse de Codul de Guvernanță Corporativă al BVB. Obligațiile de raportare în conformitate cu Noul Cod de Guvernanță al BVB sunt incluse în raportarea periodică. Documentul este elaborat în conformitate cu principiile stabilite în Codul de Guvernanţă Corporativă al BVB.

Transelectrica se conformează prevederilor legislaţiei primare și secundare incidente pieţei de capital, precum și reglementările BVB și altor organisme, respectând şi aplicând şi toate prevederile legislaţiei societăților și întreprinderilor publice, inclusiv ale unor reglementări interne și documente ale Companiei cu relevanţă în acest domeniu.

• Provocări și riscuri

Deși perspectivele Transelectrica sunt relativ pozitive, există câteva provocări în derularea activității cum ar fi: disponibilitatea finanțării și termenele de implementare — proiectele mari implică surse multiple de finanțare, iar absorbția fondurilor europene poate întârzia ritmul investițiilor; capacitatea de proiectare / execuție, piața locală are un număr redus de constructori față de volumul mare de lucru planificat; integrarea în reglementările europene și armonizarea standardelor — investițiile transfrontaliere și conectivitatea europeană impun respectarea standardelor UE; managementul energiei variabile/echilibrare — pe măsură ce ponderea regenerabilelor crește, rețeaua trebuie să fie capabilă să absoarbă aceste variații fără a compromite stabilitatea. De asemenea, activitatea Transelectrica este influențată de reglementări, evoluția tarifelor reglementate, deciziile politice legate de mixul energetic pot influența investițiile.