Jean Constantinescu
Efectele nocive ale congestiilor de transport asupra securităţii şi preţurilor energiei
La sfârşitul anului 2014, energia electrică ar trebui sa circule liber „în“ și „între“ cele 8 pieţe regionale ale Uniunii Europene. Toate ofertele de vânzare şi de cumpărare a energiei pentru ziua următoare, de pe teritoriul UE, ar trebui să se întâlnească pe o platformă bursieră comună. Dar acest termen a devenit deja incert datorită slăbiciunilor manifestate de bursele de energie (power exchanges – PXs) în tratarea congestiilor de transport. În reţeaua electrică europeană interconectată se înregistrează zilnic sute de „strangulări“ (bottlenecks) de circulaţii de puteri. Prezenţa congestiilor în număr aşa de mare se explică, oficial, prin faptul că sistemul electric de transport european nu a fost proiectat să devină sediul unei pieţe unice. La două decenii de la debutul deschiderii pieţei, explicaţia ramâne valabilă numai parţial.
Într-adevăr, fiecare ţară membră UE şi-a dezvoltat capacităţile de interconexiune transfrontieră (CITF) pentru schimburi externe de energie bine definite sau pentru necesităţi de într-ajutorare în situaţii critice. Dar nici nu a existat suficient interes pentru acomodarea interconexiunilor la cerinţele pieţei unice. Reglementările naţionale au motivat şi au sprijinit prea puţin pe operatorii de transport şi sistem (TSO-uri) să construiască noi linii electrice. Explicaţia oficială se referă la congestiile de la frontierele politice. Cunoscătorii ştiu însă că în chiar interiorul sistemelor naţionale există numeroase „frontiere“ (secțiuni, coridoare) de reţea congestionate, pentru că dezvoltarea reţelei nu a anticipat schimbările (permanente) din generarea şi consumul zonal. Inadecvarea reţelei se manifestă ca un cost suplimentar, de congestii, şi de aceea în zonele mărginite de frontiere congestionate preţurile de piaţă sînt diferite.
Întregirea reţelei de 400 kV va disponibiliza capacitate suplimentară a liniilor existente.
Din raţiuni politice şi nu economice, s-a evitat discriminarea de preţ angro în piaţa națională. Lipsiţi de motivația necesară eliminării cauzelor congestiilor, TSO-urile au mers pe calea cea mai uşoară „împingându-le“ pe cele mai multe la graniţele politice. Procedeul a redus şi a scumpit tranzacţiile externe cu energie. Dar congestiile nu numai că limitează folosirea capacităţii proiectate a reţelei, dar reprezintă şi o ameninţare la adresa siguranţei operaţionale a sistemului de energie electrică. Sistemul fizic poate intra în colaps de îndată ce funcţionează fără marjă semnificativă de stabilitate. Iar congestiile reduc aceste marje, pentru că ele reprezintă limite de circulaţii de putere, determinate de capacitatea echipamentului sau de stabilitatea sistemului. Limitele impuse de stabilitate au probabilitate mai mare de depășire, fiind de regulă mai severe, şi trebuie să fie acoperitoare depinzând de regimul de funcţionare.
Capacitatea proiectată a liniilor electrice în secţiunile interne relevante ale sistemului naţional de transport depășește cu mult limitele operaţionale de transfer de putere, impuse de cerinţele de stabilitate.
De pildă, nu se folosește pentru piaţă 80% până la 85% din capacitatea nominală a liniilor electrice din secţiunea S3 şi, în medie, 70% până la 75% din capacitatea totală a interconexiunilor externe. Limitele admisibile joase pentru liniile interne sunt consecința inadecvării reţelei la configuraţia producţie – consum. Prin secţiunea S3 se transferă masiv putere pe direcţia vest – est pe un traseu cu impedanță electrică mare. Fenomenul e agravat de lipsa tronsoanelor de Nord (Suceava – Bistriţa – Cluj – Tarniţa – Oradea/Mintia) şi de Vest (Arad – Timişoara – Porţile de Fier) ale inelului de reţea la tensiunea de 400 kV. Întregirea reţelei de 400 kV va disponibiliza capacitate suplimentară a liniilor existente, inclusiv capacitate de racord a parcurilor eoliene din sud-estul ţării, cu 1.500 – 2.000 MW după estimările noastre. Arătăm în continuare că limitele pentru CITF mai sunt coborâte şi de sistemul actual de management al congestiilor de transport.
Politici de management al congestiilor de transport în UE
Distribuirea în piată a informatiei privind echilibrarea zonală generare – consum, capacitătile de transport disponibile şi capacitătile alocate efectiv „traderilor“ este prima, cea mai simplă şi cea mai ieftină măsură de limitare a numărului şi efectelor de congestiilor. Reglementarea UE privind integritatea pieţei energiei şi transparenţa (Regulation on Energy Market Integrity and Transparency – REMIT) obligă TSO să posteze datele – cheie privind echilibrarea energiei în sistem, disponibilitatea reţelei şi CITF efective.
Dar informaţia trebuie să fie şi corectă. Acest aspect este reglementat de Codurile tehnice ale reţelei de transport, elaborate de ENTSO-E şi aprobate de Comisia Europeană. Estimarea corectă şi alocarea echitabilă pe tranzacțiile de energie a capacităților reţelei disponibile pentru piaţă e încă o mare problemă a pieţei europene de energie electrică. E cunoscută sub numele de management al congestiilor de transport, componentă esențială a serviciului de acces la rețea.
În regiunea Europei de Sud – Est (SEE), CITF se determină şi se închiriază prin licitaţie organizată deocamdată de TSO-urile interesate, cel mai adesea pe o bază bilaterală. De mai bine de 5 ani se încearcă transferarea acestei sarcini unui oficiu central de licitaţii explicite (Centralized Auction Office – CAO), cu sediul în Muntenegru, reprezentînd TSO-urile din regiune. Autorul a avut prilejul să arate încă de la lansare că proiectul CAO nu poate avea viitor, în cadrul consultanței finanțate de USAID privind organizarea pieţei de energie în SEE, acordată ECRB – asociația reglementatorilor în energie din regiune. S-a dovedit că alocarea explicită, fie bilaterală, fie centralizată, e o procedură greoaie şi neprietenoasă pentru comerţul cu energie.
Pentru participanţii la piaţa de energie, CAO rămâne opac, colectează taxe pe graniţele politice şi nu stimulează TSO-urile să declare adevăratele capacităţi de interconexiune, sau să le dezvolte. În aceste condiţii, nu se poate vorbi de un comerţ liber cu energie electrică în SEE. Cel mai afectate sunt sursele variabile necesitând acces la rețea rapid şi la cel mai mare volum posibil.
Consiliul European, CE şi ACER promovează acum alocarea prin licitaţie implicită, după modelul cuplării „prin preţ“ a pieţelor (market coupling – MC) pentru ziua următoare, ca soluţie – pivot de realizare a pieţei unice de energie. Alocarea CITF se licitează odată cu energia în cadrul tranzacţiilor bursiere spot cu energie, rezultând de regulă valori mai mari disponibile pentru piaţă. Modelul de cuplare ajustează treptat programele de schimb de energie dintre pieţe pe baza licitaţiilor efectuate de burse, astfel încât să nu fie depăşită CITF. În Europa de Centru – Est (CEE), Ungaria a reuşit o cuplare la pieţele Cehiei şi Slovaciei şi, în paralel, se desfășoară proiectul de cuplare a Poloniei şi României.
Nu se folosește pentru piaţă 80% până la 85% din capacitatea nominală a liniilor electrice din secţiunea S3.
Mărimea CITF poate fi primită de la TSO-uri, sau poate fi determinată chiar de către modelul de cuplare al bursei de energie. În primul caz, cuplarea piețelor se raportează la o limită fixă a puterii electrice transferate prin coridorul transfrontieră. Limitele fixe nu pot fi decât acoperitoare deoarece într-o reţea reală constrângerile variază cu regimul de funcţionare. Prin urmare, limitele fixe de putere împiedică accesul la reţea la nivelul capacităţii reale.
În al doilea caz, avem cuplarea bazată pe circulaţiile de putere (flow-based market coupling) determinate de platforma PX cu o metodă simplificatoare sau, altfel spus, alocare implicită de CITF bazată pe circulaţii de putere (flow-based implicit capacity allocation). Ea se încearcă acum în regiunea Europei de Centru-Vest (CWE) pentru a deveni model general al pieţei unice UE.
În opinia noastră, nici cuplarea bazată pe circulaţiile de putere nu permite accesul la reţea la nivelul capacităţii reale, altfel spus, reţeaua nu sprijină suficient piaţa de energie. Mai întîi, un PX nu poate fi capabil să determine adevăratele circulaţii de putere şi constrângeri dintr-un sistem de energie electrică, una dintre cele mai complexe probleme ale ingineriei. Apoi, un PX nu poate găsi şi aplica „contramăsurile” de stabilizare a sistemului şi, implicit, de potenţare a accesului la piaţa de energie electrică.
Numai TSO e calificat să facă astfel de determinări, şi e în măsură să crească capacităţile de transport prezente şi viitoare, inclusiv prin mobilizarea aşa-zisei flexibilităţi interne a reţelei. Lipsa de claritate a răspunderilor TSO şi PX privind siguranţa operaţională a sistemului poate induce riscuri inacceptabile şi menţine un interes scăzut al TSO-urilor pentru dezvoltarea reţelei şi mobilizarea resurselor ei de flexibilitate, în virtutea atribuţiilor lor operaţionale. Se golesc de conţinut autorizaţiile de racordare şi chiar criteriile de proiectare, care nu specifică volume de acces în funcţie de traseul circulaţiei energiei în reţea. Nu în ultimul rând, menţinerea arbitrară de preţuri unice ale energiei între graniţe politice este în detrimentul concurenţei, principala raţiune a integrării.
Modelul nodal de acces la reţea, de tipul „intrare – ieşire“, e cel mai potrivit
Tarifele de acces şi limitele de capacitate ar trebui practicate numai la punctele de „intrare“ şi „ieşire“ ale reţelei de transport. Tarifele de transport de tipul „intrare – ieşire“ par acum o soluţie de-la-sine înţeleasă, dar lucrurile nu au stat aşa de simplu pentru cei care l-au promovat cu 15 ani în urmă. Modelul de capacitate de reţea pe care-l propunem, de asemenea de un număr bun de ani, extinde aplicarea principiului nodal la alocarea volumului serviciului de transport.
Alocarea explicită, fie bilaterală, fie centralizată, e o procedură greoaie şi neprietenoasă pentru comerţul cu energie.
Bursele de energie vor putea aloca implicit, de această dată pe bază de date clare, capacitatea disponibilă la punctul de racord la reţea, nemaifiind implicate în calculul şi reglarea transferurilor de putere prin reţea, operaţii pe care nu le pot stăpâni.
Controlul transferurilor critice de putere ţine de operaţiile TSO, care va suporta financiar şi efectul abaterilor de la tranzactiile notificate, pe seama resurselor oferite de tariful nodal de acces la reţea. TSO-ul va deveni cu adevărat interesat să crească capacitatea şi flexibilitatea reţelei. Integrarea regenerabilelor în piaţa de energie va fi impulsionată fără ca TSO-ul să fie răspunzător financiar de echilibrarea acestora.
România are mult de câştigat dacă se simplifică accesul traderilor la capacităţi de interconexiune din ce în ce mai mari
Nu neapărat prin export masiv de energie electrică. În anii buni, energia competitivă la export a reprezentat 5-7% din generarea totală. Cel mai probabil, exportul de energie electrică va continua să rămână şi în anul 2020 la aceste niveluri. Dacă un boom al volumului de export e improbabil, există însă oportunităţi mari pentru mai buna valorificare a capacităţii reţelei, a flexibilităţii surselor convenţionale de energie, furnizori de sevicii de sistem, şi a potenţialului surselor alternative, limitat acum de insuficienta echilibrare.
Ar fi un bun semnal şi pentru concretizarea interconexiunii din jurul Mării Negre (Black Sea ring) şi a tranzitelor de energie din Rusia şi Ucraina către Turcia şi Grecia, sau către Italia, Austria şi Germania. Energia alternativă ar beneficia în mod special de accesul rapid şi în cantităţi mari la pieţele externe şi de echilibrare mai ieftină. Beneficiile ar fi maxime dacă am avea şi noi un program naţional de dezvoltare a reţelei electrice de transport şi o lege a energiei electrice clară în ceea ce priveşte responsabilităţile privind dezvoltarea şi flexibilizarea reţelelor electrice.
Spre deosebire de UE, SUA, Anglia, Germania şi numeroase alte state dezvoltate, noi nu avem un program sprijinit de stat pentru magistralele de transport vizând eliminarea congestiilor şi transmiterea energiei regenerabile. Întregirea inelului de transport la tensiunea de 400 kV, liniile transfrontieră de 400 KV Suceava – Bălţi, Săcălaz – Novi Sad şi interconexiunea în cablu submarin cu Turcia, aşteaptă de ani buni să fie executate. Toate proiectele semnificative ar trebui încadrate în unul din cele 12 coridoare şi zone de energie ale infrastructurii trans-europene, pentru care UE oferă sprijin în finanţare şi autorizare.
România a propus puţine proiecte în raport cu ţările din jur, pe care le-a prezentat sumar sau abia schiţat. Ne-am axat pe integrarea în reţea de unităţi nucleare, deşi UE finanțează cu prioritate infrastructura necesară integrării regenerabilelor şi realizării „ringurilor“ Mării Caspice şi Mării Negre. Mesajul trimis la Bruxelles, de temperare a investiţiilor în regenerabile, a fost mai degrabă contrar politicilor europene. Lipseşte din propuneri tronsonul Cluj – Oradea (sau alternativa Cluj – Mintia) al inelului intern de 400 kV, de mare interes şi pentru hidrocentrala cu acumulare prin pompaj Tarnița. Care lipseşte de asemenea, deşi Bulgaria propune una de 800 MW. Nu apar nici interconexiunile la tensiunea de 400 kV cu Moldova şi Turcia.
Acces rapid și volum ridicat
Managementul congestiilor de transport rămâne principala provocare a pieţelor europene de energie electrică. Modelul cuplării pieţelor promovat acum de Brussels are carenţe de eficiență şi poate induce riscuri de securitate chiar dacă revendică o estimare a circulaţiilor de putere. Piaţa unică cu adevărat competitivă şi cu suport real din partea reţelei necesită un model nodal de acces la reţea de tipul „intrare – ieşire“. Ţara noastră ar avea mult de câştigat din accesul rapid şi la volum ridicat la pieţele regionale.
Jean Constantinescu este director și consultant & cercetător senior în energie la ROENP, după ce a condus ca președinte Transelectrica, ANRE și IRE.
Problematica ridicata este reala si corecta in linii mari. Uniunea Europeana a promovat acest concept la nivel politic insa el nu este in deplina concordanta cu realitatile de fapt. Disparitia granitelor a redesenat retelele electrice si impune noi reguli si standarde de reorganizare a retelelor. Apropiatul standard de interoperabilitate la care se lucreaza in prezent in Task Force Committee ne va aduce multe schimbari. Deasemeni schimbarile politice impun noi proiecte. Interconectarea UCTE a Turciei face caduc proiectul cablului submarin care nu este dorit de Turcia si devine mult mai tentanta reluarea discutiei LEA in curent continuu Varna Istanbul cu adaptarea corespunzatoare a tronsonului Isaccea-Varna. In acest fel creste de 10 ori capacitatea acestei conexiuni si usureaza aparitia urmatoarelor proiecte hidro de pe Dunare si usureaza semnificativ efortul investitional al Romaniei cu o crestere considerabila a sigurantei SEN. Proiectul Suceava Balti nu este dorit de Republica Moldova in Balti ci in Chisinau. Evident inchiderea inalului de 400 kV este vitala iar cele 3 linii legate de Tarnita se vor realiza odata cu centrala fiind participarea Transelectrica la proiect. Va fi binevenita modificarea legislatiei la fel ca in cateva tari ale UE ca Transelectrica sa aiba dreptul sa investeasca in capacitati de generare pana la concurenta nevoilor de servicii de sistem si/sau CPT. Cel mai recent Belgia a promovat aceasta legislatie in 2012. Un obstacol regional este statutul Serbiei de stat nemembru al UE. In mod cert Romania ocupa o pozitie de pol energetic European si va juca un rol important in piata regionala de energie.