Consumul mediu brut de energie electrică va crește cu circa 1,5% în iarna 2020-2021, față de sezonul rece anterior, iar producția va scădea cu peste 7%, estimează Dispecerul Energetic Național (SEN) din cadrul operatorului de transport și sistem Transelectrica, astfel că România va fi nevoită să importe energie, se arată într-un document guvernamental.
23 aprilie - Profit News TV - Maratonul de Educație Financiară. Parteneri: 123 Credit, ARB, BCR, BRD, CEC Bank, PAID, UNSAR, XTB
25 aprilie - MedikaTV - Maratonul Sănătatea Digestiei
27 mai - Eveniment Profit.ro Real Estate (ediţia a IV-a) - Piața imobiliară românească sub aspectul crizei occidentale
"Pentru estimarea consumului brut de energie electrică al țării aferent perioadei 1 noiembrie 2020 – 31 martie 2021, ținând cont că există, în continuare, un nivel ridicat de incertitudine privind evoluția economică din țara noastră și a pandemiei de coronavirus, precum și al prognozelor meteorologice cu orizont mediu și mare de timp, Dispecerul Energetic Național (DEN) a prognozat un scenariu similar perioadei noiembrie 2019 – martie 2020 actualizat prin corecții pe baza influenței temperaturilor medii lunare. Prin urmare, DEN a considerat o creștere a mediei consumului intern brut de energie electrică cu circa 1,5 % față de valorile înregistrate în perioada similară a anului anterior", se menționează în nota de fundamentare a unui proiect de hotărâre de Guvern (HG) pentru aprobarea măsurilor privind nivelul de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului electroenergetic național în iarna care vine.
Această estimare s-a bazat și pe faptul că, în perioada noiembrie 2019 - martie 2020, temperaturile medii înregistrate au fost mai mari decât mediile lunare multianuale din toate perioadele similare din cei 4 ani anteriori. Iarna 2019 – 2020 a fost, astfel, mult mai caldă decât în mod normal, cea mai mare abatere față de temperatura medie multianuală înregistrându-se în noiembrie anul trecut (mai cald cu 4,90C).
Potrivit sursei citate, pornind de la evoluția schimburilor transfrontaliere din ultimul an în ceea ce privește soldul import – export, pentru perioada 1 noiembrie 2020 - 31 martie 2021, DEN a estimat un sold de import pentru fiecare lună.
"Având în vedere că scenariul prognozat de DEN prevede o creștere a mediei consumului intern brut de energie electrică cu circa 1,5 % față de valorile înregistrate în perioada similară a anului anterior, creștere care, în condițiile pandemiei, este posibil să nu se realizeze, există posibilitatea ca importul de energie electrică să nu fie necesar pentru acoperirea consumurilor de energie electrică pe toate intervalele de tranzacționare. Acest lucru nu înseamnă însă neapărat că importurile vor fi mai reduse, acestea putând să se realizeze la nivelul prognozat sau chiar mai mare, în condițiile unui preț mai mic din exterior față de prețul energiei produse în țară", se precizează în document.
Pentru vârfurile de sarcină previzionate pentru iarna 2020-2021, DEN a luat în considerare două scenarii privind adecvanța sistemului energetic național (SEN), respectiv acoperirea consumului intern de energie electrică la vârful de sarcină, într-un scenariu moderat și unul pesimist.
Astfel, în evaluarea scenariilor s-au luat în considerare două ipoteze, pesimist și moderat, astfel: a) condiții meteorologice deosebite, caracterizate de 7 ÷ 10 zile geroase, cu temperaturi negative cuprinse între -15°C ÷ -20°C, care conduc la lipsa producției în centralele electrice eoliene (în scenariul pesimist), respectiv la o producție scăzută, de 500 MW (în scenariul moderat); b) consumul mediu orar maxim prognozat de 9.700 MW (în scenariul pesimist) și de 9.500 MW (în scenariul moderat), considerat la vârful de consum de seară, când producția în centralele electrice fotovoltaice este nulă; c) soldul schimburilor externe ale SEN, având în vedere contextul actual, s-a considerat în analiza de acoperire a sarcinii fără valori de export de energie electrică.
Soldul SEN a devenit predominant de import, mai ales în condițiile și ipotezele acoperitoare din punct de vedere al riscului luate în calcul. Astfel, pentru scenariul pesimist s-a evaluat un sold comercial egal cu zero, iar pentru scenariul moderat s-a luat în calcul un sold de import de 500 MW. Din punctul de vedere al rețelei electrice de transport, capacitatea maximă de transfer de interconexiune pentru sezonul rece se va situa în jurul valorilor medii de 2.000 MW la export, respectiv de 2.200 MW la import.
"(...) în ambele scenarii, curba de sarcină se poate acoperi din producția internă și din importul de energie electrică. În scenariul moderat nu apar probleme de adecvanță, pe lângă acoperirea curbei de consum rămânând o rezervă în sistem acceptabilă. În scenarul pesimist, acoperirea curbei de consum nu este afectată, dar volumul rezervei din sistem se diminuează la o valoare de cel mult 500 MW, sub valoarea necesară de 1.000 MW", se mai spune în notă.
Guvernul mai spune că a fost analizată fiecare centrală electrică clasică pentru a i se determina structura de producție și capacitatea de a participa la acoperirea consumului, la asigurarea rezervelor tehnologice de sistem (rezerva terțiară lentă, rezerva terțiară rapidă și banda de reglaj secundar), fiind luate în considerare doar grupurile disponibile din punct de vedere tehnic, nu și grupurile care sunt indisponibile de mult timp, din motive tehnice, comerciale și de mediu.
"În ceea ce privește grupurile energetice funcționând pe gaze naturale, față de anii precedenți, nu s-a mai considerat ipoteza lipsei gazelor naturale în condițiile meteorologice specifice scenariilor evaluate, având în vedere nivelul de funcționalitate atins de piața gazelor naturale, dezvoltarea sistemului de înmagazinare și experiența iernii trecute", susține Executivul.
Acesta mai arată că, în contextul implementării prevederilor reglementărilor europene, respectiv a codurilor de rețea, a Regulamentului (UE) nr. 943/2019 privind piața internă de energie electrică și a Directivei (UE) nr. 944/2019 privind normele comune pentru piața internă de energie electrică, începând din data de 01.09.2020 se aplică noile principii și reguli privind funcționarea pieței de echilibrare și a piețelor aferente rezervelor de sistem (serviciilor tehnologice de sistem), în conformitate cu legislația secundară care transpune în practică prevederile regulamentelor europene (Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei nr. 61/2020 pentru aprobarea Regulamentului de programare a unităților de producție dispecerizabile, a consumatorilor dispecerizabili și a instalațiilor de stocare dispecerizabile, a Regulamentului de funcționare și de decontare a pieței de echilibrare și a Regulamentului de calcul și de decontare a dezechilibrelor părților responsabile cu echilibrarea).
"Aceste modificări – cu precădere cele prin care se elimină obligativitatea participării/ofertării pe piața de echilibrare și a utilizării obligatorii în oferta de echilibrare numai a rezervelor contractate pe piața serviciilor tehnologice de sistem, cât și eliminarea limitelor de preț pentru ofertele pe piața de echilibrare – vor avea cu certitudine un impact asupra modului în care se asigură echilibrarea SEN și mai ales în care se asigură rezervele reale de echilibrare, impact care nu a putut fi evaluat din punct de vedere practic și care, în consecință, trebuie avut în vedere în evaluarea adecvanței pentru perioada de iarnă, în sensul asigurării unui nivel de disponibilitate acoperitor față de scenariile evaluate", se afirmă în document.
