Aceste evoluții încă nu sunt ocolite de o serie de probleme și limitări, iar una dintre cele mai importante rămâne echilibrarea sistemului, au arătat discuțiile de la conferința Energy Transition Agenda 2024, organizată de European Business Association (EBA) Moldova.

Armonizarea cadrului legal privind energia regenerabilă este o prioritate

Precum a menționat în debutul conferinței Mariana Rufa, director executiv EBA, „armonizarea cadrului legal privind energia regenerabilă este o prioritate nu doar a Republicii Moldova, în special după escaladarea războiului din Ucraina cu consecințe drastice asupra sistemului energetic, dar și pe agenda EBA, în acest sens toate părțile interesate sunt antrenate într-un dialog constructiv pentru a ajusta cadrul legal de bază, legile 107 și 10 cu privire la energia electrică și despre regenerabile, precum și legislația secundară ce ține de licitații, un act foarte important așteptat de mult timp”.

„În ultimii ani se dezvoltă rapid segmentul de producție de energie din surse regenerabile și au fost deja instalate capacități importante de generare. În viitor se estimează că vor fi racordate peste 650 MW de instalații de surse regenerabile (SER), în timp ce puterea maximă consumată în 2023 a fost 1.019 MW, iar cea minimă de 356 MW”, a menționat Tatiana Gotișan, director Reglementări, Tarife și Achiziții de Energie la Premier Energy Distribution; Președinta Comitetului EBA pe Infrastructură și Energie.

Citiți și:

De ce Moldova nu poate majora deocamdată cota energiei regenerabile

Potrivit specialistei, integrarea acestor surse regenerabile (numite și intermitente) în sistemul energetic va necesita mai multe schimbări pentru piața energetică a țării, atât de ordin regulator, cât și de gestiune.

În Moldova lipsesc sursele de echilibrare

Şi anume la această integrare apar problemele. În opinia lui Alexandru Sandulescu, consilier de înalt nivel al Uniunii Europene pe domeniul energiei, practic există două limite ale sistemului electroenergetic: prima este limita fizică a rețelei, adică capacitate de racordare la rețeaua electroenergetică, iar cealaltă limită este capacitatea de echilibrare.

„Dacă capacitatea de racordare de noi producători ar fi 2.000 de MW (conform datelor Moldelectrica), pe care sistemul electroenergetic i-ar putea racorda, în ceea ce privește partea de echilibrare avem o problemă, pentru că în Republica Moldova cam lipsesc sursele de echilibrare”, a precizat Sandulescu.

El a detaliat cum s-a descurcat Moldova până acum: prin echilibrare din exteriorul Moldovei, model moștenit din epoca sovietică. Dar Republica Moldova se integrează deja în calitate de membru observator în sistemul ENTSO-E și aici echilibrarea este diferită.

„În 2017 Moldelectrica a semnat un acord cu privire la interconectarea sincronă. Nimeni nu se gândea că ea va avea loc atât de rapid în 2022. Regulile ENTSO-E cer ca fiecare țară să asigure 50% din necesarul de reglaj. Adică să avem unități de generare pe care să le putem comanda direct să crească sau să scadă puterea atunci când, de exemplu, nu bate vântul sau bate prea mult. Deci să avem cu ce să echilibrăm această balanță între producție și consumul de energie electrică”, a explicat consilierul UE.

În opinia lui Săndulescu, soluția cu importul de energie pentru echilibrare nu este una fezabilă. „Ceea ce trebuie să facă Republica Moldova, prin catalogul de măsuri (acele măsuri impuse de ENTSO-E pentru aderarea deplină) al Moldelectrica, este să acorde mai multă importanță, să trateze mai serios aceste cerințe de reglaj, pentru că doar să aștepte că va putea importa din țările vecine servicii de reglaj nu cred că este o soluție. Mai ales că acest import s-ar putea să fie la prețuri foarte mari”, a adăugat consilierul UE.

Este necesară o piață concurențială

Potrivit lui Săndulescu, chestiunea echilibrării nu este responsabilitatea doar a Moldelectrica, ci și a Ministerului Energiei și a Agenției Naționale pentru Reglementare în Energetică (ANRE), care trebuia deja să finalizeze un studiu prin care să vadă în ce măsură mecanismele actuale atrag sau nu investitori în surse de echilibrare și ce ar trebui de pus în cadrul de reglementare secundar, astfel încât să putem atrage investiții în zona de echilibrare.

Or, pentru a face echilibrarea sistemului, trebuie să ai cu ce face acest reglaj. Iar în Moldova lipsesc acele surse de generare care ar putea să contribuie la menținerea echilibrului între producție și consumul de energie.

„Ne uităm ce este în UE. Reglementările europene prevăd o piață concurențială de echilibrare. Dar ca să ai o piață concurențială de echilibrare, trebuie să ai în primul rând participanți la ea. Ca să ai participanți la această piață concurențială, trebuie ca cineva să investească în aceste capacități de echilibrare și aici deja ne-am oprit, pentru că un investitor, pentru ca să-și investească banii într-o sursă de echilibrare sau în orice altă investiție, el trebuie să aibă o garanție privind recuperarea investiției”, afirmă Săndulescu.

Consilierul UE susține că Moldova nu are timp pentru a aștepta. Mai ales că Planul național Energie și Climă prevede instalarea a 600 de MW pe eolian și încă 200 MW solar, până în anul 2030.

„Simulările făcute cu programul TIMES pentru acest plan arată că echilibrarea necesară este de aproximativ 200 MW în alte surse rapide: baterii, surse pe gaz. Deocamdată, însă, nu avem acele surse. Pentru ca să atragi investițiile necesare e nevoie de timp și garanții.

Citiți și:

O nouă centrală electrică ar putea fi construită în Moldova: cine este investitorul

El a mai spus că ceea ce se conturează acum în Moldova pe partea de echilibrare nu e o piață concurențială, ci o piață puternic distorsionată, pentru că pe o astfel de piață ar putea să participe MGRES-ul, dar și un beneficiar de generatoare electrice pe gaze naturale, primite gratuit, participant la piață fără costuri investiționale. Respectiv, nu este nicidecum o piață concurențială.

Bariere în calea construcției de centrale electrice cu putere mai mare de 20 MW

Pe de altă parte, Tatiana Gotișan a menționat și barierele legislative în calea construcției de centrale electrice cu putere mai mare de 20 MW. Şi anume faptul că pentru a construi o centrală electrică cu capacitatea mai mare de 20 MW, potențialul investitor trebuie să obțină o autorizare din parte autorităților.

Ținând cont de faptul că Minister Energiei, în prezent, este în proces de elaborare a Regulamentului pentru construcția și reconstrucția de centrale, ea l-a întrebat pe Înaltul Consilier cum ar urma să aibă loc autorizarea obiectelor de infrastructura energetică?

În opinia lui Alexandru Săndulescu, singurul element ce ar trebui verificat la astfel de investiții este dacă proiectul respectiv se încadrează în planurile, programele și strategiile guvernamentale.

„Nu este treaba Guvernului cum își riscă investitorii banii, nu e treaba Guvernului viabilitatea financiară a proiectului. Or, studiul de fezabilitate și-l face investitorul și acesta nu e un document public, nu ar trebui pus la dispoziția Guvernului. După părerea mea, aceasta este partea de secret al firmei. La dispoziția Guvernului ar trebui să fie puse acele minime informații care să arate despre ce proiect este vorba, ce impact are asupra sectorului electroenergetic. Şi atunci se vor verifica două elemente: concordanța cu strategiile, planurile și programele Guvernului și a doua – dacă sistemul electroenergetic este capabil să gestioneze acest proiect”, a specificat expertul.

Investiții blocate

Mihai Gîdei, administratorul companiei Navitas Energy, ce face parte din grupul Premier Energy a menționat faptul că firmei pe care o conduce i-au delegat responsabilitatea de echilibrare 44 de centrale de regenerabile. Printre clienții Navitas se numără și întreprinderile reglementate, precum Premier Energy și Premier Energy Distribution, dar și RED Nord SA.

Potrivit lui Mihai Gîdei, compania investește mult în producerea de energie electrică și deține statutul de producător eligibil de 1 MW, instalațiile de generare fiind instalate pe 17 acoperișuri și deține capacități de 10 MW pentru centrale care sunt pe piața liberă, cum ar fi parcurile fotovoltaice din Iargara de 1,3 MW, Tvardița de 3,6 MW, iar în februarie 2024 au fost date în exploatare 2 parcuri fiecare câte 3 MW: Budești 1 și Budești 2. În același timp, compania este în proces de creștere a acestor capacitați în instalațiile fotovoltaice și eoliene.

Totodată, Grupul din care face parte Navitas Energy are în dezvoltare proiectul de construcție a unei centrale electrice de echilibrare pe până la 60 MW.

Deja a fost identificat terenul destinat construcției, au fost elaborate soluțiile preliminare de racordare la rețelele inginerești și conceptul centralei de generare. Studiul de fezabilitate a fost finalizat cu elaborarea cerințelor tehnice către compania de construcție, acesta fiind un contractor internațional cu experiență similară, inclusiv și în piețe cum este cea din România.

Citiți și: 

Cine dezechilibrează piață de energie: ANRE a decis majorarea unor coeficienți

„Mai multe segmente fundamentale încă lipsesc sau împiedică evoluția proiectului inițiat, urmând a fi dezvoltate în perioada următoare de către instituțiile statului, printre care:

• nu sunt create și nu sunt funcționale piețele organizate de energie electrică, aspect care este în proces odată cu desemnarea SRL Operatorul Pieței de Energie M ca operator care va avea responsabilitatea de a gestiona și de a facilita tranzacțiile și operațiunile pe piețe locale de energie electrică pe termen scurt, Piața pentru Ziua Următoare (PZU), Piața Intrazilnică (PI) și Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale (PCCB) și să asigure o viitoare cuplare a acestora cu alte piețe centralizate din Europa;
• nu există o piață de echilibrare funcțională, care ar fi o piață angro proiectată pentru vânzarea și achiziționarea de energie electrică necesară pentru a acoperi necesitățile de echilibrare ale sistemului electroenergetic, care nu este echilibrat din interior, ci primește servicii de echilibrare de la sistemul ENTSO-E, fiind integrat în sistemul european de decontare financiară a abaterilor neintenționate între OST aplicate în Europa (mecanismul FSkar) prin intermediul Ukrenergo. Un acord bilateral între Moldelectrica și Ukrenergo îl supune pe primul la condițiile și prețurile din mecanismul FSkar;
• dependența înaltă (mare) de o singură sursă de furnizare. Integrarea acestei surse trebuie tratată special, pentru a exclude potențiale manipulări pe piață din partea acestui producător de energie electrică;
• lipsa unităților de producere dispecerizabile certificate conform cerințelor rețelei continentale ENTSO-E, pentru prestarea serviciilor în piața serviciilor de sistem. Centralele electrice convenționale existente, care nu sunt capabile să furnizeze servicii de echilibrare sau servicii de sistem, ar trebui modernizate, urmând a fi evaluată și posibilitatea integrării în rețea a sistemelor de stocare a energiei electrice;
• lipsa pieței serviciilor de sistem care ar asigura contractarea, ofertarea, activarea capacității necesare pentru operarea și asigurarea stabilității sistemului electroenergetic;
• din cauza numărului mic de participanți, fapt care nu permite organizarea unei piețe concurențiale, este necesară stabilirea unui mecanism reglementat de asigurare a vânzării serviciului, respectiv cu fixarea unor prețuri reglementate, pe baza unei metodologii de tip cost-plus aprobate de Agenție;
• necunoașterea costului serviciilor de sistem, fapt care stopează realizarea etapelor financiare a studiilor de fezabilitate inițiate de potențialii investitori;
• continuă să lipsească o reglementare clară, ce ar permite emiterea unui aviz pozitiv pentru racordarea centralei la rețeaua termică gestionată de Termoelectrica SA;
• necesitatea adaptării la noile cerințe ale Regulamentului construcției/reconstrucției centralelor electrice, care să stabilească detalierea ce ține de tipul centralelor termice, modul de obținere a permisiunii de construcție, proiectarea și darea în exploatare a centralei”, a concluzionat Mihail Gîdei.

Cum se adaptează infrastructura energetică la noile realități și anume la integrarea surselor regenerabile

Un alt aspect discutat la conferința Energy Transition Agenda 2024 a fost cel al stării rețelelor electrice.

Sergiu Aparatu, director Moldelectrica, operatorul de transport și de sistem (OTS), a menționat că rețeaua electrică internă de transport are anumite porțiuni moștenite din perioada când nu s-a ținut cont de condițiile tehnice și rețelele erau restabilite cu ceea ce aveau la dispoziție.

„Așa că avem incluziuni cu secțiune foarte mică. Astfel, înlocuirea, de exemplu, a doi kilometri de conductoare ar putea permite creșterea capacității de transport a acestor linii. Aici noi încercăm la moment să identificăm acele porțiuni și să planificăm în planul de investiții pentru anul următor să înlocuim acele incluziuni de secțiune mică”, a menționat el.

Şeful Moldelectrica susține că, împreună cu experții de la MESA (USAID), se lucrează la un plan de dezvoltare pentru 10 ani, care este pe ultima sută de metri.

Cât despre sursele regenerabile, Sergiu Aparatu susține că la moment întreprinderea nu are mecanisme pentru a le face față în mod clasic. „Ceea ce face acum este identificarea pe piață a acelor producători de energie care ar putea să presteze anumite servicii”, a menționat el. Potrivit directorului, în continuare rămâne problema consumului, adică a curbei de sarcină, care diferă foarte mult în dependență de perioada zile și „este una foarte deocheată”. De exemplu, noaptea consumul este de 2-3 ori mai mic decât pe parcursul zilei.

„OST/Moldelectrica implemenează acum un program de forecasting, de prognozare și respectiv să poată anticipa care vor fi evoluțiile generării în următoarele zile și pe parcursul zilei, respectiv facem tot posibilul ca pe piață să apară posibilitatea ca participanții la piață să își ajusteze poziția netă contractuală”, a precizat Sergiu Aparatu. În plus, se colaborează cu autoritățile din România pentru alocarea de capacitate pe parcursul zilei.

„Vor fi șase sesiuni pe parcurul a 24 de ore și acestea sunt un instrument pentru grupul de echilibrare, pentru participanții la piață și părțile responsabile de chilibrare, care vor avea posibilitatea de a reacționa în cazul apariției unor situații imprevizibile să își ajusteze această poziție”, susține managerul. Acest proces de screening ar urma să se finalizeze în luna iunie și, respectiv, după elaborarea acestui raport cu concluziile pe aceste surse el va fi prezentat la ANRE „și s-ar putea constata necesitatea de a impune anumite cerințe de serviciu public”.

Limitele actuale ale sistemului electroenergetic

Cât despre capacitățile de echilibrare, Sergiu Aparatu a menționat faptul că potrivit normelor ENTSO-E, pentru reglarea în pozitiv sunt + 250 MW, iar în negativ – 100 MW.

„Aceste nivele sunt echivalentul celui mai mare generator și a celui mai mare consumator din sistemul electroenergetic moldovenesc. Este vorba de unitățile de pe malul stâng al Nistrului. Mă refer la cuptoarele de la Uzina Metalurgică de la Rîbnița și la generatoarele de la Moldavskaia GRES”, a spus șeful OTS.

Citiți și:

Moldelectrica a devenit membru observator al rețelei operatorilor europeni de energie ENTSO-E

Cât despre o posibilă utilizare a surselor de energie regenerabilă pentru echilibrare, ca proprietarii să câștige din aceste mecanisme, Sergiu Aparatu susține că sunt necesare sisteme și reglementări mult mai fine.

„Esențial este să existe cât mai multe interconexiuni, fiindcă nu ne putem baza pe surse intermitente pentru a echilibra alte surse intermitente. Așteptăm să implementăm cât mai rapid acele proiecte mari de infrastructură. Este vorba de conectarea celor două linii electrice Vulcănești-Chișinău și Bălți-Suceava – două linii cruciale pentru a menține stabilitatea sistemului electroenergetic. Până atunci este prematur de vorbit despre faptul că se deschid oportunități pentru centrale sau parcurile SER (fie fotovoltaice, fie eoliene), pentru a presta servicii de echilibrare a sistemului”, a mai spus șeful Moldelectrica.