În 2030 vor fi instalați 15.000 MW doar în eolian și solar, fără o creștere a consumului sursele de producție de energie electrică devin nesustenabile – Ștefăniță Munteanu, CEO Transelectrica INTERVIU

Care este în acest moment capacitatea disponibilă pentru transportul energiei electrice și câți kilometri noi de rețea estimați în următorii trei ani?

În prezent, capacitatea de racordare disponibilă fără întărirea Rețelei Electrice de Transport este de aproximativ 12.000 MW concentrată în principal în zonele deficitare din punct de vedere al producției sau cu un consum mare de energie electrică. Precizăm că în zona de sud – est și în cea de sud – vest nu există capacitate de racordare până la realizarea întăririlor de rețea.

La etapa 2025 se estimează creșterea capacității de racordare cu aproximativ 2.500 MW, iar la etapa 2030 cu aproximativ 5.500 MW față de valoarea din acest an.

Capacitatea actuală a Rețelei Electrice de Transport și proiectele de dezvoltare menționate anterior asigură racordarea de noi unități de producție din surse regenerabile conform țintelor curente stabilite prin PNIESC pentru anul 2030, adică 5.255 MW în CEE și 5.054 MW în CEF.

Câte ATR-uri pentru proiecte de generare a energiei din surse eoliene și solare au fost emise pânã acum și câți MW vă așteptați să fie instalați în România în următorii 3 ani?

Până la data de 31.07.2023, CNTEE Transelectrica SA a emis ATR-uri pentru 6.572 MW în centrale electrice eoliene (CEE) și 5.106 MW în centrale electrice fotovoltaice (CEF).

Având în vedere proiectele aflate în derulare și restricțiile impuse de necesitatea întăririlor de rețea, estimăm că în următorii 3 ani se pot instala 2.500 MW în CEF și 500 MW în CEE, aceasta fără a lua în considerare puterea instalată la prosumatori.

Dezvoltarea centralelor electrice regenerabile este legată de evoluția consumului de energie electrică, aflat în scădere în ultimii ani, pe fondul pandemiei de Covid 19 și al crizei energetice, dar și al dezvoltării de instalații de stocare.

Așa cum se poate observa, cu luarea în considerare a centralelor electrice eoliene și a centralelor electrice fotovoltaice existente, respectiv a celor prevăzute în PNIESC, la nivelul anului 2030, în România puterea instalată doar în aceste două tipuri de centrale va depăși 15.000 MW, iar fără un trend puternic ascendent al evoluției consumului de energie electrică în următorii ani, sustenabilitatea surselor de producere a energiei electrice este pusă sub semnul întrebării. În acest sens, evoluția industrială a economiei românești joacă un rol crucial în această perioadă de tranziție.

În contextul legii pentru producerea de energie eoliană în offshore, ce planuri aveți pentru dezvoltarea rețelei în vederea preluãrii în sistem a energiei din Marea Neagră?

În vederea preluării energiei electrice din centralele electrice eoliene offshore sunt necesare studii dedicate pentru a identifica noi proiecte de dezvoltare a Rețelei Electrice de Transport. Soluțiile avute în vedere sunt:

-Cablul submarin în curent continuu România (Constanța) – Georgia, corelat cu legăturile la tensiune alternativă dintre Georgia și Azerbaijan;

-Cablul subteran în curent continuu România (Constanța) – Ungaria și mai multe stații de conversie curent continuu – curent alternativ de legătură cu stațiile existente din rețeaua electrică de transport de pe teritoriul României;

-Dezvoltarea de linii electrice de interconexiune noi cu Republica Moldova și cu Ucraina.

Ce măsuri aveți în vedere astfel încât creșterea numărului prosumatorilor să nu afecteze funcționarea în siguranță a rețelei de transport?

Siguranța în funcționare a rețelei nu este afectată în mod direct de către producția aferentă prosumatorilor, dar apare un impact major în procesul de prognoză a consumului și utilizare a rezervelor de echilibrare a sistemului.

Astfel, valoarea instantanee a consumului agregat la nivelul Sistemului Electroenergetic Național este afectată de funcționarea prosumatorilor. Lipsa măsurilor on-line pentru producția acestor prosumatori determină creșterea erorii de prognoză a curbei zilnice a consumului total, realizată cu rezoluție la 15 minute, având influență directă asupra rezervelor necesare pentru echilibrarea sistemului și asupra analizelor privind verificarea funcționării în siguranță a acestuia.

Citește și:

Va trebui impus un prag pentru instalațiile prosumatorilor – șeful ANRE

Prosumatorii sunt obligați prin lege să declare unităţile de producere a energiei electrice din surse regenerabile la ANRE, care are în curs de realizare o bază de date cu puterea instalată a acestora, defalcată pe județe. Ultimele informații primite de la autoritatea de reglementare arătă că în luna iunie 2023 capacitatea de producție totală instalată în panouri fotovoltaice de către prosumatori era de circa 973 MW. Producția cumulată a acestora poate varia între o valoare aproape nulă, în zilele cu ploi generalizate la nivelul întregii țări și o valoare de circa 750 MW sau chiar mai mare, în zilele însorite. Această producție nemăsurată alimentează un consum care practic dispare din curba agregată la nivelul SEN.

Pentru reducerea impactului negativ, CNTEE Transelectrica SA a solicitat ANRE situația capacității instalate în panourile fotovoltaice ale prosumatorilor și distribuția lor teritorială, astfel încât să poată estima producția acestora și, implicit, consumul devenit ascuns pentru Operatorul de Sistem. Pentru obținerea valorii în timp real a producției prosumatorilor, este însă necesară contorizarea și măsurarea acesteia de către operatorii de distribuție, cu transmiterea centralizată către Operatorul de Sistem, defalcată la nivelul stațiilor electrice.

În ce măsură vedeți posibilă implementarea soluției de demand response în România, în următorii 3 ani?

Includerea consumatorilor în procesele și piețele aferente echilibrării sistemelor electroenergetice reprezintă o metodă deja existentă pe plan mondial, dar care încă nu a căpătat extinderea dorită. Principiul „demand response” aduce beneficii relevante în procesul de echilibrare și în cadrul Pieței de Echilibrare, prin creșterea ofertelor de rezerve de echilibrare și, implicit, în reducerea costurilor de echilibrare, prin asigurarea unei flexibilități sporite în gestionarea dezechilibrelor, dar și a congestiilor de rețea și prin diversificarea produselor de echilibrare (inclusiv a celor utilizate în situații de urgență sau de lipsă de rezerve de echilibrare în sistem).

Contextul actual de reglementare din România permite implementarea acestui mecanism în orice moment, dar, deocamdată, interesul din partea participanților este foarte scăzut. ANRE și CNTEE Transelectrica SA, în calitate de OTS, analizează introducerea unor soluții care să stimuleze participanții (consumatorii, furnizorii) să adopte acest principiu și să includă acest mecanism în portofoliul lor de business, atât pentru procesul de echilibrare cât și pentru cel de management al congestiilor în rețele (cu precădere în cele de distribuție).

Pe de altă parte, menționăm că la nivel european este în curs de elaborare un cod de rețea în domeniul flexibilităţii (demand response fiind unul din obiectivele principale). În cadrul acestui proces, liniile directoare au fost întocmite de către ACER și au fost transmise Comisiei Europeane la sfârșitul anului 2022.

Printre altele, viitorul cod de rețea va stabili reguli clare care vor asigura o abordare unitară și coerentă în ceea ce privește utilizarea resurselor de flexibilitate (demand response) de către operatorii de reţea, prin stabilirea unor reguli comune pentru precalificarea tehnică şi prin coordonarea procesului de achiziție a serviciilor de flexibilitate în regim de piață pentru gestionarea congestiilor, reglajul tensiunii în rețele și pentru echilibrarea sistemului, atât între diferite piețe de servicii, cât și între operatorii sistemelor de transport și de distribuție.

În acest sens, este firesc să așteptăm finalizarea și aprobarea acestui document, în vederea asigurării unei cât mai bune corelări a procesului național cu principiile și regulile care vor fi stabilite în cadrul procesului european. În acest mod se va asigura cadrul general adecvat pentru dezvoltarea la nivel național a reglementărilor și a proceselor tehnice, operaționale și de piață pentru utilizarea resurselor de flexibilitate. Totodată se va elimina riscul asociat unei proces național anticipativ costisitor care ar presupune dezvoltarea în avans a unor sisteme și instrumente IT, care s-ar putea dovedi ulterior neconfome sau insuficient corelate cu cerințele regulamentului european.

Ce măsuri se pot lua pentru diminuarea costurilor de echilibrare a rețelei, costuri care rămân ridicate în România comparativ cu alte state?

Una dintre măsurile pentru diminuarea costurilor cu echilibrarea o reprezintă instalarea de mijloace de stocare a energiei electrice care pot asigura o disponibilitate mărită a energiei electrice în piață, atât în operarea normală, cât mai ales în perioadele în care sursele primare pentru centralele electrice eoliene și cele fotovoltaice nu sunt disponibile.

Creșterea semnificativă a nivelului rezervelor de echilibrare pe baza resurselor stocate conduce implicit la reducerea prețurilor în piața serviciilor de sistem și în cea de echilibrare și, de asemenea, pot fi utilizate prin profilare comercială în funcție de prețul energiei electrice, conducând la o eficientizare a utilizării acestora (consum în perioade cu prețuri mici, producție când prețurile cresc).

În principal, soluțiile de stocare a energiei asigură o flexibilitate deosebită în operarea SEN, atât din punct de vedere cantitativ cât și al vitezei de intervenție în cazul variațiilor de putere în sistem. Astfel, prin mijloacele de stocare se pot acoperi rapid variațiile foarte mari din sistem, generate uzual de către sursele de energie regenerabile, cu precădere energia eoliană.

De asemenea, soluțiile de stocare pot fi utilizate în mod eficient la nivelul producătorilor de energie electrică, astfel încât aceștia să își reducă dezechilibrele proprii, determinând astfel reducerea dezechilibrelor din sistem (producătorii vor genera dezechilibre mult mai mici la nivelul sistemului) și necesarul de rezerve de echilibrare.

În prezent, în Sistemul Electroenergetic Național nu există centrale hidroelectrice cu acumulare prin pompare, ceea ce reprezintă un dezavantaj major în procesul de echilibrare, dar, în conformitate cu obiectivele asumate la nivelul Uniunii Europene prin pachetul legislativ „Energie verde” este inițiat un proces intens de dezvoltare și implementare a soluțiilor de stocare pe baza bateriilor electrice, proces care, într-o fază incipientă, este deja prezent și în România.

Citește și

Avem deja fabrici în România care produc componente pentru industria eoliană, numărul lor poate crește daca Guvernul nu mai face greșelile din trecut – Giles Dickson, Wind Europe

Alte măsuri care pot determina scăderea costurilor cu echilibrarea rezultă din participarea României în proiectele europene privind optimizarea proceselor de echilibrare, de partajare a rezervelor și de dezvoltare a piețelor unice a rezervelor de echilibrare. În cadrul acestor proiecte s-au dezvoltat platforme comune pentru:

-compensarea inițială a dezechilibrelor pe platforma IGCC (International Grid Control Cooperation), care reprezintă o primă etapă de optimizare a reglajului automat secundar cu impact în diminuarea cantităților de rezerve utilizate pentru acest reglaj, prin compensarea dezechilibrelor pozitive cu cele negative între sisteme;

-tranzacționarea rezervelor de restabilire a frecvenței activată în mod manual pe platforma RRFm (proiect MARI);

-tranzacționarea rezervelor de restabilire a frecvenței activată în mod automat pe platforma RRFa (proiect PICASSO).

Astfel, extinderea utilizării rezervelor de energie de echilibrare la nivel european, conduce la:

-o mai mare flexibilitate a folosirii a rezervelor dintr-un sistem ofertant către un altul solicitant, atunci când este necesar, respectiv extinderea numărului de oferte de energie de echilibrare;

-stimularea furnizorilor de energie de echilibrare producători care pot tranzacționa un volum mai mare de energie de echilibrare atunci când este necesar la nivel european;

-un grad mai ridicat de competiție între furnizorii de energie de echilibrare, cu impact asupra prețurilor acestei energii.

Care este consumul de energie electrică estimat pentru următorii 3 ani?

Dispecerul Energetic Național realizează prognoze de consum brut pe termen scurt (de la 1 zi, până la 1 ÷ 2 săptămâni) și mediu (pentru următoarele luni) pe baza istoricului recent al consumului și pe baza prognozelor meteorologice și nu deține instrumente pentru realizarea prognozelor de consum pe termen lung.

Referitor la consumul estimat pentru anul 2023, menționăm că se păstrează tendința de scădere, datele operative indicând pentru primele șase luni o reducere de cca. 8,84 % față de perioada similară din anul 2022.

Având în vedere reducerea mai accentuată din a doua jumătate a anului trecut, ca reacție la creșterea puternică a prețurilor la energia electrică, este așteptat ca în partea a doua a anului 2023 tendința de scădere să se atenueze, astfel încât consumul intern brut total în acest an să ajungă la circa 53 TWh, cu circa 7% sub cel din anul anterior. Această valoare se poate modifica dacă temperaturile exterioare vor înregistra abateri semnificative de la valorile medii multianuale sau dacă vor apărea alți factori economici și/sau legislativi cu impact major asupra consumului.

Pentru următorii 2 – 3 ani, în condiții normale de temperatură (în jurul mediilor multianuale) și fără apariția altor șocuri economice cu impact negativ, estimăm o revenire treptată a consumului, cu creșteri anuale probabile de circa 2 – 3 %.

Citește și:

E nevoie de o triplare a investițiilor în rețele, având în vedere țintele ambițioase de energie verde – Dărăban, ACUE