Prosumatorii au produs duminică cu o treime mai multă energie decât operatorii parcurilor fotovoltaice comerciale, în pofida faptului că cele 2 capacități instalate sunt aproximativ similare și că, cel puțin teoretic, amplasamentul parcurilor solare industriale este mai avantajos.
Motivul: factorul de capacitate al parcurilor industriale este afectat nu numai de starea vremii, ci și de design-ul pieței.
Duminică, între orele 12 și 16, prosumatorii au avut o producție medie orară estimată între 1.400 și 1.550 MW, conform datelor analizate de Profit.ro.
În același interval orar, producția orară de energie solară a parcurilor fotovoltaice comerciale, dispecerizabilă, s-a situat între 800 și 1.050 MW.
Și asta în pofida faptului că, potrivit ultimelor date ale Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), capacitățile instalate ale celor două tipuri de producători solari sunt comparabile.
În februarie, conform ultimelor date ANRE, capacitatea de producție instalată la prosumatori a avansat de la circa 2.441 MW la 2.510 MW, iar efectivul lor a crescut de la 203.894 la 208.866 de locuri de consum și producere.
Puterea instalată însumată a parcurilor fotovoltaice comerciale mari din România este marginal mai mică, de 2.363 MW, conform aceleiași surse, însă cel puțin teoretic, producția acestora ar trebui să fie cel puțin similară, dată fiind poziționarea mai favorabilă.
Luni de exemplu, la un consum orar mai ridicat (la peste 5.000 MW, de la 3.300 MW duminică), producția parcurilor mari fotovoltaice dispecerizabile a fost similară cu cea a prosumatorilor, situându-se la 1.500 MW.
Diferența de producție este rezultatul design-ului pieței. Prosumatorii nu sunt afectați de evoluția pieței spot, care decide ce țară este importator sau exportator net de energie și, implicit, evoluția fluxurilor comerciale care conduce la închiderea/limitarea capacităților de producție dintr-o țară.
În plus, teoretic, prosumatorii sunt plătiți cu același preț pe KWh (practic, plata se face, dacă de face, de către furnizori, după 2 ani), indiferent de momentul producției, în timp ce în orele cu producție ridicată și mai ales în weekend, parcurile fotovoltaice mari achită (și nu primesc) bani pe MWh produs, ca urmare a faptului că prețul de pe piața pentru ziua următoare (PZU) este unul negativ. Duminică, de exemplu, prețurile orare au fost negative timp de 8 ore.
De aceea, operatorii parcurilor industriale fotovoltaice preferă să limiteze singuri producția.
În plus, ei pot fi scoși de pe piață și de importul de energie regenerabilă mai ieftină din Occident.
Producția prosumatorilor, potrivit Transelectrica: maximele de duminică și luni, peste 1.500 MW
Astfel, duminică, dacă în intervalul 12-14 volumul energiei importate prin mecanismul de cuplare din Ungaria a fost relativ similar celui exportat în Bulgaria, după acea oră până la ora 17, importurile s-au situat 3.000-3200 MW iar exporturile la 2.300-2.700 MW, România fiind importator net de energie.
Acesta este motivul pentru care deși prosumatorii produceau aproximativ 1400 MW, generarea parcurilor mari a coborât la 800 MW, o parte din producție fiind limitată fie ca urmare a deciziei operatorilor acestora, fie ca urmare a algoritmului PZU potrivit căruia energia trebuie să curgă din direcția pieței mai ieftine (cea occidentală, via Ungaria) către piața mai scumpă (România și Bulgaria).
De altfel, sensul în care curge energia depinde nu numai de vreme, ci și de diferitele reglementări, subvenții și desing-uri de piață, care pot ieftini energia produsă într-o țară și o pot scumpi relativ pe cea dintr-o altă țară.
Factorul de capacitate este raportul dintre producția reală de energie pe o anumită perioadă de timp și producția maximă teoretică de energie din aceeași perioadă.
Producția reală de energie în timpul acelei perioade și factorul de capacitate variază foarte mult în funcție de o serie de factori: condiții meteorologice locale, probleme de fiabilitate, revizii programate sau neprogramate, proiectarea instalației, amplasarea acesteia.
În plus, factorul de capacitate poate fi supus constrângerilor de reglementare și forțelor pieței.
Un parc poate avea o producție mai redusă sau lăsată intenționat inactivă fie pentru că nu există cerere (nici internă, nici externă), fie ca urmare a capacităților de interconectare (fie prea mari, care permit importul de energie mai ieftină din alte state, fie prea mici care limitează exportul de energie pe piețe mai scumpe) sau deoarece prețul energiei electrice este prea mic pentru a face producția rentabilă economic.
Aceasta explică cea mai mare parte a capacității neutilizate a parcurilor regenerabile.
Parcurile fotovoltaice și cele eoliene au oricum un factor de capacitate limitat de disponibilitatea „combustibilului” lor, respectiv soarele și vântul.
Paradoxal, la prima vedere, este că faptul că factorul de capacitate, în special în cazul energiei regenerabile este invers proporțional cu capacitatea instalată. Cu cât se instalează capacități mai multe, cu atât factorul de capacitate scade, parcurile solare și eoliene având caracteristica de a produce în același timp, iar în cazul celor solare și în intervale orare cu consum mai scăzut, ca urmare a faptului că prosumatorii își produc singuri energia.
Iar randamentul este cu atât mai scăzut cu cât numărul de ore cu preț negativ crește proporțional cu capacitatea instalată, ceea ce conduce la o “canibalizare a producătorilor”.
Pentru a evita acest lucru ar trebui fie majorat consumul la orele cu producție de vârf (curba cererii să o urmeze pe cea a ofertei, a consumului pe cea a producției), fapt dificil de realizat la nivel național, fie crescute capacitățile de stocare, cu costuri însă destul de mari, pe care, în absența unor scheme de sprijin, mai nimeni nu pare dispus să și le asume.
