Legislația europeană prevede că operatorii naționali de transport și sistem nu trebuie să limiteze volumul capacității de interconectare transfrontalieră pus la dispoziția exportatorilor și importatorilor din piața de energie electrică pentru a rezolva congestii interne în interiorul propriei zone de ofertare sau ca modalitate de a gestiona fluxurile din tranzacțiile interne ale zonelor de ofertare, asigurând un nivel minim de capacitate disponibilă pentru exportul și importul de energie electrică de 70% din capacitatea totală de transport.
Operatorii pot primi derogări de la regulă, din partea reglementatorilor lor naționali, dacă acestea sunt necesare pentru menținerea siguranței în funcționare a rețelelor de transport.
Derogările nu pot viza capacități deja alocate și se acordă pentru durate de câte maximum un an sau, dacă amploarea derogării se diminuează semnificativ după primul an, pentru maximum doi ani.
Amploarea unor astfel de derogări este limitată strict la ceea ce este necesar pentru menținerea siguranței în funcționare și trebuie să evite discriminarea între schimburile interne și interzonale.
Transelectrica tocmai a primit o nouă astfel de derogare, de la Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) de la București.
România a acuzat alte țări din Uniunea Europeană că insuficienta interconectare a sistemelor lor energetice naționale cu cele ale vecinilor duce la scumpirea energiei electrice angro pe piața locală, după cum a relatat Profit.ro aici sau aici.
Însă într-un documental guvernamental din toamna trecută, statul român a recunoscut oficial că se confruntă cu aceeași problemă și că nu știe nici el când va putea respecta normele UE în domeniu, în condiții de menținere a siguranței în alimentarea cu curent electric.
″La data de 31.12.2025 capacitatea minimă disponibilă pentru comerțul transfrontalier trebuie să fie de 70% din capacitatea de transport. Pe granița România – Ungaria trebuie atinsă o capacitate disponibilă pentru comerțul transfrontalier de 1.700 MW, iar pe granița România – Bulgaria de 2.550 MW″, se arată în document.
Potrivit sursei citate, după primul trimestru al anului trecut, România asigura o capacitate disponibilă de numai 980 MW pe granița cu Ungaria și de 1.890 MW pe cea cu Bulgaria.
″Rezultatele de monitorizare a capacității minime disponibile pentru comerțul transfrontalier din perioada 2021 – 2025, dar și stadiul lucrărilor de dezvoltare a rețelei electrice de transport prevăzute în Planul de Dezvoltare (al Transelectrica – n.r.), indică faptul că rețeaua electrică de transport nu poate asigura pentru anul 2026 capacități disponibile pentru comerțul transfrontalier mai mari decât cele prevăzute pentru anul 2025, fără riscuri pentru siguranța în funcționare.
Pentru perioada 2027 – 2029, capacitatea minimă disponibilă pentru comerțul transfrontalier care se poate asigura cu menținerea siguranței în funcționare se va stabili atât în funcție de rezultatele monitorizării anuale, cât și în funcție de implementarea proiectelor de dezvoltare a rețelei electrice de transport și a metodologiilor prevăzute în prezentul document″, se mai afirmă acolo.
Precum alți operatori europeni de profil, Transelectrica a beneficiat în mod repetat de derogări anuale de la ținta UE de 70%.
″Având în vedere cele de mai sus și luând în considerare congestiile structurale rămase, în temeiul art. 15 alin. (6) al Regulamentului (UE) 2019/943, Secretariatul General al Guvernului propune, în urma consultării cu Ministerul Energiei, Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei și CNTEE Transelectrica SA, ca pentru rezolvarea congestiilor rămase să fie avute în vedere măsuri de remediere fără modificarea configurației zonei de ofertare actuale. CNTEE Transelectrica SA va transmite trimestrial autorității de reglementare și Ministerului Energiei un raport privind capacitatea disponibilă pentru comerțul transfrontalier pentru trimestrul anterior.
În cazul unor reduceri, raportul trebuie să conțină informații detaliate privind cantitatea și motivul reducerilor. În cazul unor valori medii mai mici de ținta de 70% prevăzută la art. 16 alin. (8) din Regulamentul (UE) 2019/943, OTS prezintă lista de acțiuni de remediere aplicate, retragerile din exploatare care au influențat capacitatea, precum și situațiile specifice care au condus la reducerea capacității minime disponibile în vederea asigurării siguranței în funcționare a sistemului electroenergetic național, astfel cum prevede art. 16 alin. (9) din Regulamentul (UE) 2019/943″, se mai spune în document.
Acțiunile de remediere avute în vedere a fi aplicate sunt următoarele: modificarea ploturilor la unitățile de transformare cu reglaj longo-transversal AT3 – 400 MVA, 400/220 kV Arad și AT 400 MVA, 400/220 kV Urechești, pentru controlul circulațiilor de putere activă pe LEA 220 kV din axul Reșița – Timișoara – Arad, respectiv pe LEA 220 kV din axul Urechești – Târgu Jiu Nord – Paroșeni – Baru Mare – Hășdat; modificarea topologiei de rețea prin conectarea/deconectarea de linii electrice aeriene (inclusiv circuitele aflate în rezervă ale LEA 400 kV Reșița – Pancevo d.c. și LEA 400 kV Țânțăreni – Kozlodui d.c.), linii electrice subterane, transformatoare, cuple și mutarea unui element de rețea de pe o bară pe alta a unei stații electrice; modificarea duratei de retragere din exploatare a unui element de rețea; utilizarea acțiunilor de remediere de redispecerizare a producției.
″În consecință, dat fiind că nu au fost încă implementate toate măsurile incluse în Planul de acțiuni, iar o serie de metodologii nu sunt încă definitivate la nivel regional și european, capacitatea minimă disponibilă pentru comerțul transfrontalier va trebui asigurată inclusiv prin utilizarea tuturor măsurilor de remediere cu și fără costuri disponibile.
În conformitate cu prevederile art. 15 alin. (3) din Regulamentul (UE) 2019/943, costurile măsurilor de remediere necesare asigurării capacităților minime disponibile pentru comerțul transfrontalier, menționate anterior, sunt suportate de fiecare stat membru″, mai scrie în document.
Acolo este prezentat și stadiul finalizării proiectelor investiționale și a metodologiilor regionale:
• LEA 400 kV Nădab – Oradea Sud, lucrare finalizată la data de 23.12.2020;
• LEA 400 kV d.c. Cernavodă – Stâlpu, cu un circuit intrare/ieșire în stația Gura Ialomiței, lucrare finalizată la data de 22.06.2023. LEA 400 kV dublu circuit Cernavodă – Stâlpu, cu un circuit intrare/ieșire în stația 400 kV Gura Ialomiței, nu poate contribui la creșterea capacității disponibile pentru schimburile transfrontaliere până nu se finalizează și trecerea la 400 kV a LEA 220 kV din axul Brazi Vest – Teleajen – Stâlpu;
• LEA 400 kV Porțile de Fier – Reșița, lucrare finalizată la data de 14.03.2024;
• Extinderea stației 220/110 kV Reșița prin construcția stației noi de 400 kV, lucrare finalizată la data de 15.04.2025;
• LEA 400 kV dublu circuit Reșița – Timișoara – Săcălaz, inclusiv construirea stației de 400 kV Timișoara, aflate la stadiul de contracte de execuție semnate, cu termen de finalizare în anul 2025 conform Planului de acțiuni, în prezent decalată pentru anul 2026 în cazul LEA 400 kV dublu circuit Reșița – Timișoara – Săcălaz și 2028 în cazul stației de 400 kV Timișoara, conform Planului de Dezvoltare. Conform contractelor încheiate, termenul de finalizare este anul 2027 în cazul LEA 400 kV dublu circuit Reșița – Timișoara – Săcălaz și 2028 în cazul stației de 400 kV Timișoara;
• LEA 400 kV dublu circuit Timișoara – Săcălaz – Arad, inclusiv construirea stației de400 kV Săcălaz și extinderea stației 400 kV Arad, aflate la stadiul de contracte de execuție semnate pentru linie și stadiul de pregătire a procedurii de licitație pentru execuție pentru stații, cu termen de finalizare în anul 2027 în Planul de acțiuni, decalat pentru anul 2029 în cazul stației de 400 kV Săcălaz și extinderii stației 400 kV Arad, conform Planului de Dezvoltare. Conform contractului încheiat, termenul de finalizare pentru LEA 400 kV dublu circuit Timișoara – Săcălaz – Arad este anul 2028;
• Trecerea la 400 kV a axului Brazi Vest – Teleajen – Stâlpu, aflată la stadiul de execuție, cu termen de finalizare în anul 2025 conform Planului de acțiuni, în prezent decalată pentru anul 2027 conform Planului de Dezvoltare, termen identic cu cel contractat;
• LEA 400 kV dublu circuit (un circuit echipat) Smârdan – Gutinaș, aflată la stadiul de execuție, cu termen de finalizare în 2024 conform Planului de acțiuni, în prezent decalată pentru anul 2025 conform Planului de Dezvoltare. Conform contractului încheiat, termenul de finalizare este anul 2026.
• În anul 2021, în cadrul CCR SEE a fost implementată metodologia privind calculul coordonat al capacităților pentru piețele intrazilnice și ziua următoare conform prevederilor art. 21 din Regulamentul (UE) 2015/1222, aprobată de autoritățile de reglementare din CCR SEE conform prevederilor Regulamentului (UE) 2015/1222. Astfel, începând cu data de 01.07.2021 calculul de capacitate pentru intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare pe granița România – Bulgaria se realizează în mod coordonat la nivelul regiunii SEE, iar începând cu data de 01.10.2021 s-a aplicat pentru intervalul de timp al pieței intrazilnice;
• Începând cu data de 09.06.2022 în cadrul CCR Core a fost implementată metodologia privind calculul coordonat de capacitate prin metoda fluxurilor de putere din CCR Core, dedicat intervalului de timp al pieței pentru ziua următoare, iar începând cu data de 29.05.2024 pentru intervalul de timp al pieței intrazilnice. Totuși, procesul coordonat de validare a rezultatelor de calcul la nivelul regiunii Core nu este încă implementat, în prezent fiind utilizată doar partea de validare individuală;
• Metodologia de redispecerizare și comercializare în contrapartidă, conform articolului 35 din Regulamentul (UE) 2015/1222 este în proces de implementare cu termen de finalizare în anul 2029;
• Metodologia de partajare a costurilor de redispecerizare și comercializare în contrapartidă, conform art. 74 din Regulamentul (UE) 2015/1222 este în proces de implementare cu termen de finalizare în anul 2029. Art. 16 alin. (4) din Regulamentul (UE) 2019/943 prevede că nivelul minim de capacitate transfrontalieră trebuie să fie disponibil cu respectarea standardelor de siguranță pentru exploatarea sigură a rețelei și, pentru a respecta acest nivel minim, OTS trebuie să utilizeze comercializarea în contrapartidă și redispecerizarea, inclusiv redispecerizarea transfrontalieră. În acest scop se va aplica o procedură coordonată și nediscriminatorie pentru acțiunile de remediere transfrontaliere pentru a permite această maximizare, în urma implementării metodologiei de partajare a costurilor pentru comercializarea în contrapartidă și redispecerizare;
• Metodologia de coordonare regională a siguranței în funcționare, conform art. 76 din Regulamentul (UE) 2017/1485 este în proces de implementare cu termen de finalizare în anul 2029. Metodologia introduce un proces coordonat care definește clar regulile de pregătire a acțiunilor de remediere într-un mod coordonat și atribuie responsabilitățile OTS și RCC din regiune, completând metodologiile elaborate în conformitate cu articolele 35 și 74 din Regulamentul (UE) 2015/1222.
Având în vedere stadiul implementării măsurilor din Planul de Acțiuni, următoarele congestii structurale identificate la nivelul anului 2021 au fost rezolvate sau ameliorate prin finalizarea proiectelor de investiții:
o LEA 110 kV Salonta – Chișineu Criș a fost eliminată ca și congestie structurală în urma punerii în funcțiune a LEA 400 kV Nădab – Oradea Sud în luna decembrie 2020;
o LEA 220 kV Porțile de Fier – Reșița d.c. a fost eliminată ca și congestie structurală în urma punerii în funcțiune a LEA 400 kV Porțile de Fier – Reșița în luna noiembrie 2024;
o LEA 400 kV Porțile de Fier – Djerdap a fost ameliorată în urma punerii în funcțiune a LEA 400 kV Reșița – Pancevo d.c. în anul 2024.
″Celelalte congestii structurale se vor elimina/ameliora prin implementarea celorlalte măsuri din Planul de Acțiuni. Cel mai mare aport la îndeplinirea țintei de 70% este dat de măsurile de dezvoltare a rețelei electrice de transport″, scrie în document.
