Transelectrica a publicat “Studiul de adecvanță a Sistemului Energetic Național (SEN) pe termen mediu și lung (2020 – 2025). Determinarea capacității și structurii de producție necesare – versiunea consolidată“, realizat de Tractabel (companie membră a Grupului francez Engie). Potrivit studiului, în varianta optimistă, cea mai mare cantitate de energie necesară în anul 2025 (vârful de consum de seară iarna) va fi de 10.466 MWh (vezi – Adecvanta SEN 2020-2025).
Adecvanța reprezintă capacitatea sistemului de a acoperi cererea pe termen lung, ținând cont de incertitudinea inerentă a cererii și ofertei, imposibilitatea de stocare a energiei electrice și durata lungă de timp necesară pentru extinderea capacității sau a rețelei. Conform definiției, adecvanța este o măsură a capacității unui sistem electric de a furniza energie electrică și a satisface cerințele de energie electrică ale consumatorilor în condiții normale și în limitele de tensiune admise, ținând seama de planificările și întreruperile neprogramate ale componentelor sistemului și constrângerile de operare impuse de funcționarea sistemului. Adecvanța sistemului este suma adecvanței generării și a rețelei de transport a energiei.
Potrivit Tractabel, capacitatea instalată totală la etapa actuală a unităților dispecerizabile funcționând pe cărbune este de 4865 MW, puterea disponibilă este 4637 MW, iar reducerile permanente de putere sunt de 1278 MW. Dintre acestea, doar 2050 MW au autorizație de mediu valabilă până în anul 2023 sau 2024. 100 MW (la CET Govora) sunt în curs de avizare, iar un bloc de 330 MW de la Turceni se află în procedura de revizuire. Restul nu are deloc autorizație de mediu sau are autorizația expirată în anul 2017!
Din cei 4.535,6 MW putere instalată (3.040 MW capacitate instalată) pe gaze naturale, doar Petrom și CET Arad au autorizație de mediu valabilă (până la mijlocul anului viitor – centrala de la Brazi și până în iunie 2026 – centrala din Arad). Iernut are autorizație de mediu valabilă până în iunie 2020, iar restul n-are deloc sau are autorizație expirată din 2017.
Puterea disponibilă în unități dispecerizabile, potrivit Tractabel, este de 18.351 MW, din care 4.637 MW pe cărbune, 2934 MW pe gaze, 5853,8 MW în hidrocentrale, 2936,4 MW în eoliene, 29,65 MW pe biomasă, 547,45 MW în fotovoltaice și 1.413 MW la Cernavodă.
Capacitatea totală de producere instalată și disponibilă în SEN, la nivel agregat, pe tipuri de combustibil, rezultată din însumarea capacității în surse dispecerizabile și nedispecerizabile este, în total, de 20.956 MW, cu circa 300 MW mai mare decât cea de 20.669 MW anunțată de ANRE. Este adevărat, ANRE a retras licențe de producere inclusiv la începutul ac estui an!
În studiu s-au folosit trei scenarii: de referință, optimist și pesimist. Potrivit Tractabel, în acest an, vârful de consum dimineața, vara (VDV), va fi de 7.830 MWh, vârful de seară iarna (VSI) – 9.185 MWh, iar golul de noapte vara (GNV) – 4.720 MWh.
În scenariul de referință, ăn anul 2025, VDV va fi de 8.260 MWh, VSI – 9.690 MWh, iar GNV – 4.975 MWh.
În scenariul pesimist, VDV va fi de 8.012 MWh, VSI – 9.400 MWh, iar GNV – 4.826 MWh.
În scenariul optimist, în anul 2025, cea mai mare cantitate de energie va fi consumată în serile de iarnă – 10.466 MWh. VDV va fi de – 8.921 MWh, iar GNV – 5.373 MWh.
Până în 2050, rata de utilizare a capacităților de producere a cărbunelui scade sub 15%, iar producția de gaze sub 25% în majoritatea țărilor SEERMAP (proiectul “Foaie de parcurs pentru energia din Europa de Sud Est”), în scenariile ”întârziat” și ”decarbonizare”.
Rezultă că acele capacități cu o durată de viață de 30-55 ani (30 pentru CCTAG, 40 pentru OCTG și 55 pentru centrale pe cărbune și lignit) necesită operarea cu o rată de utilizare destul de ridicată, pentru a asigura o rentabilitate pozitivă a investițiilor.
Tractabel arată că punerea în funcțiune a capacităților mari va necesita intervenție publică, costurile fiind în ultimă instanță suportate de societate/consumatorii de energie electrică. Prin urmare, calculul are drept ipoteză colectarea costului irecuperabil ca o suprataxă pentru energia consumată pe o perioadă de 10 ani după ce aceste capacități pe gaz și cărbune își încheie activitatea. Pe baza acestor calcule, centralele care utilizează combustibili fosili și sunt scoase anticipat din funcțiune ar trebui să primească o suprataxă de 2,6 euro/MWh, 2,5 euro/MWh și respectiv 0,6 euro/MWh pe o perioadă de 10 ani pentru acoperirea pierderilor economice în scenariile ”fără țintă”, ”întârziat” și, respectiv, ”decarbonizare”.
Rezerve de capacități
Rezerva terțiară rapidă are drept scop refacerea și completarea rezervei de reglaj secundar în cazul unor variații imprevizibile ale consumului sau ale producției. De aceea ea trebuie să fie dimensionată la o valoare mai mare sau cel puțin egală cu rezerva de reglaj secundar și trebuie să fie acoperitoare pentru cea mai mare putere deconectabilă din SEN, la care se adaugă 100 MW, pentru o imprecizie maximă acceptată a prognozei de consum (valoare estimată). Situațiile luate în considerare în acest sens sunt: 800 MW pentru acoperirea declanșării unei unități la CNE Cernavodă (Pnom – circa 700 MW); 700 MW – pentru acoperirea declanșării unei LEA 400 kV de evacuare a puterii la CTE Rovinari sau CTE Turceni, când există două grupuri în funcțiune pe o linie, a declanșării unui ansamblu de două grupuri de 300 MW funcționând pe o singură bară colectoare (situație posibil a se întâlni la CTE Rovinari, CTE Turceni sau CTE Ișalnița) sau a declanșării unui ansamblu de 3 grupuri de 200 MW funcționând pe o singură bara colectoare (de exemplu, la CTE Mintia sau CHE Porțile de Fier); 1000 MW – pentru acoperirea declanșării unui ansamblu de 3 grupuri de 300 MW funcționând toate pe o singură bară colectoare (situație posibil a se întâlni la CTE Rovinari și CTE Turceni); 1200 MW – pentru acoperirea declanșării unui ansamblu de 4 grupuri de 300 MW funcționând toate pe o singură bară colectoare (situație posibil a se întâlni la CTE Rovinari și CTE Turceni); 1500 MW – pentru acoperirea declanșării ansmblului format din unitățile 1 și 2 de la CNE Cernavodă în situația retragerii din exploatare sau a indisponibilității unei bare colectoare în stația 400 kV Cernavodă.
Pe de altă parte, rezerva terțiară lentă se dimensionează luând în considerare a doua cea mai mare pierdere posibilă de putere activă în SEN: 700 MW – puterea corespunzătoare unei unități la Cernavodă (în cazul functionării cu două unități, având în vedere că, în anul 2025, se preconizează să înceapă retehnologizarea Reactorului 1); – 600 MW – dacă există în funcțiune 2 grupuri pe o singură linie de evacuare la CTE Rovinari sau CTE Turceni, respectiv 300 MW, dacă nu se întâlnește această situație – în cazul nefuncționării CNE Cernavodă cu două unități.
Tractabel prezintă, în studiu, și oportunitatea includerii consumului dispecerizabil la dimensionarea serviciilor tehnologice de sistem (STS). “Participarea alături de producători a marilor consumatori/furnizorilor la echilibrarea sistemului are un efect potențial benefic asupra echilibrării SEN, efect manifestat în special în regimurile de funcționare de extrem (vârfuri/goluri de sarcină). Astfel, consumul dispecerizabil poate fi deconectat parțial/integral la orele de vârf, respectiv crescut la orele de gol, cu acoperirea mai facilă a curbei de sarcină, respectiv cu o probabilitate mai mare de menținere în funcțiune a grupurilor generatoare termo. Impactul participării consumului dispecerizabil asupra dimensionării STS este de scădere a necesarului de rezerve de putere, sarcina de producție în baza căreia se realizează dimensionarea rezervelor reducându-se cu valoarea consumului dispecerizat”, se mai arată în studiu.
Reamintim, Virgiliu Ivan, directorul Dispeceratului Energetic Național (DEN), a declarat, în luna februarie, că, în contextul creșterii energiei din surse regenerabile și a interconectării tot mai mari între rețelele europene, analiza referitoare la adecvanță depășește granițele statale.
“Principala problemă pe care ne-o punem o reprezintă adecvanța sistemelor energetice. Odată cu integrarea producțiilor regenerabile, sunt situații în care aceasta să fie la cote foarte joase, în toată regiunea, și atunci pot apărea probleme de acoperire a consumului sau a lipsei de capacități de transport la nivel național. De la asigurarea resurselor de energie la nivel național, trebuie să se asigure și la nivel regional. Analiza adecvanței depășește granițele statale. Trebuie să ai analize foarte bine pregătite privind riscurile în alimentarea cu energiei electrice. Nu este o problemă doar a României, ci una europeană, rolul operatorilor de transport și sistem este și acela de dezvoltare a capacităților de transport, în special cele transfrontaliere”, a spus Virgiliu Ivan. El a vorbit, apoi, despre situația specifică a României.
“Capacitatea de interconectare a sistemului este de 2.500 MW. Acum avem capacitatea tehnică și comercială de a exporta și importa 2.500 MW. Pe viitor, ea trebuie să depășeasșcă 5.000 MW. Să ne gândim la o situație în care treci de la import de energie electrică de 5.000 MW la export de energie electrică de 5.000 MW, în aceeași zi, deci, pe sold 10.000 MW! Acest lucru presupune o mulțime de probleme tehnice, pe care le avem în discuție. Ele vor fi complexe, vorbim despre tehnologii noi, de electronică de putere, de surse de energie neomogene, nu omogene cum le știam noi. Va trebui să analizăm fenomene, situații, e nevoie de cercetare și dezvoltare”, a spus șeful DEN.
De remarcat, Transelectrica trebuie să deruleze investiții de 1,7 miliarde de lei în rețeaua electrică în actuala perioadă de reglementare (interne și de interconectare).
Potrivit prognozei capacităților nete de interconexiune în perioada 2020-2040, în studiul Tractabel se arată că, anul acesta, ar trebui să crească cu 100 MW capacitatea de export a României spre Ungaria (la 1.100 MW). În anul 2027, capacitatea de import a României din Ungaria va ajunge la 1.300 MW (de la 1.000 MW în prezent), iar în anul 2040 – la 1.800 MW. Capacitatea de export spre Ungaria va ajunge la 1.400 MW în anul 2027 și la 1.900 MW în anul 2040. Pe relația cu Bulgaria, capacitatea de export a României ar trebui să crească de la 300 MW în prezent, la 1.500 MW în anul 2027. Capacitatea de import din Bulgaria ar trebui să ajungă de la 300 MW, la 1.100 MW în anul 2027 și 1.400 MW în 2040. Cu Serbia, capacitatea de import va ajunge, în 2027, la 1.300 MW (de la 1.000 MW în 2020), iar capacitatea de export va ajunge la 1.300 MW (de la 800 MW acum). În anul 2040, capacitatea de export a României spre Serbia va ajunge la 1.950 MW, iar cea de import – de 1.550 MW.
Adecvanța la ENTSO-E
O evaluare precisă a nivelului de adecvanță se referă la capacitatea fiecărei zone de a-și echilibra sarcina și generarea. Schimbul de capacități între diferitele zone interconectate permite fiecărei zone să mențină nivelul dorit de rezervă cu o cantitate mai mică de capacitate instalată internă (și, în consecință, cu costuri mai mici) în comparație cu operarea izolată. Acest rol este real și în creștere odată cu dezvoltarea liniilor de interconectare. Părțile interesate au selectat aceasta ca fiind una dintre primele cinci priorități pentru evoluția metodologiei de adecvanță a ENTSO-E.
În conformitate cu Articolul 6 al Directivei 72/2009 a Parlamentului European, statele membre, precum şi autorităţile de reglementare cooperează între ele în vederea integrării pieţelor lor naţionale cel puţin la unul sau mai multe niveluri regionale, ca un prim pas către liberalizarea totală a pieţei interne. În special, statele membre promovează şi facilitează cooperarea dintre operatorii de transport şi de sistem la nivel regional, inclusiv în ceea ce priveşte aspectele transfrontaliere, cu scopul de a crea o piaţă internă competitivă a energiei electrice și încurajează coerenţa cadrului juridic, de reglementare şi tehnic al acestora.
În scopul garantării concurenţei şi furnizării de energie electrică la cel mai competitiv preţ, statele membre şi autorităţile de reglementare naţionale trebuie să faciliteze accesul transfrontalier pentru noii furnizori de energie electrică provenită din diferite surse, precum şi pentru noii producători de energie electrică
Actuala inițiativă de proiectare a pieței de energie electrică urmărește să adapteze normele actuale ale pieței la noile realități ale pieței, permițând electricității să se deplaseze liber acolo unde este cel mai necesar și atunci când este cel mai necesar prin semnale de preț nedistorsionate, oferind în același timp consumatorilor posibilitatea de a obține beneficii maxime pentru societate din competiția transfrontalieră și oferind semnalele și stimulentele potrivite pentru a conduce investițiile necesare pentru decarbonizarea sistemului energetic. De asemenea, piața
regională acordă prioritate soluțiilor de eficiență energetică și contribuie la atingerea obiectivului de a creste producția de energie din surse regenerabile de energie, contribuind astfel la obiectivul Uniunii de a crește și de a atrage investiții.
În plus, deschiderea pieței trebuie să aibă loc în cadrul general pentru asigurarea siguranței alimentării cu energie a Uniunii Europene. Siguranța alimentării înseamnă atât disponibilitatea continuă a resurselor energetice, cât și siguranța furnizării către clienți.
Energia, maximizată prin capacitatea transfrontalieră, circulă de la o zonă cu preț scăzut la o zonă cu prețuri ridicate, pentru a încerca să echilibreze prețurile de pe piață. Piața integrată a UE în domeniul energiei este cea mai rentabilă modalitate de a asigura furnizarea sigură și accesibilă utilizatorilor UE. Prin intermediul normelor comune privind piața energiei și a infrastructurii transfrontaliere, energia poate fi produsă într-o țară a UE și livrată consumatorilor într-o altă țară. Acest lucru menține prețurile sub control creând concurență și permițând consumatorilor să aleagă furnizorii de energie.
