Cum se strică un hybrid natural valoros (regenerabile intermitente + stocare)
Prezenta analiză generală a acestor două situații descrise, este o continuare a multiplelor analize tehnice, documente și justificărieconomice transmise celor în cauză (Presedinție, Parlament, Ministere-Energie, Mediu, Transelectrica, ANRE, Asociații, etc.), prin care s-a arătat necesitatea (mult mai mult decît fezabilitatea !?) stocării energiei electrice prin CHEAP (ex. Tarnița-Lapuștești) in România. Chiar și aici, in Contributors, problema eolienelor si solarelor intermitente a fost prezentată destul de amănunțit spre buna înțelegere a efectului lor, și pozitiv și negativ, asupra SEN (Sistem Energetic Național)
Cînd, în sfîrșit, credeam ca lucrurile se îndreaptă pe un făgaș normal (anunțul Ministerului Energiei că proiectul Tarnița-Lăpuștesti va fi reconsiderat), apare HG spre legiferarea CfD, în continuare, fără a avea incă vreo strategie energetică sau, cel puțin vreo analiză de impact asupra efectelor acestei reglementări asupra SEN.
Citind aceasta HG si justificarea ei, am observat că se preconizează să introducem in SEN 2000 MW in 2025 și înca 3000 MW pînă in 2030, deci, un total de 5000 MW eoliene si solare intermitente ! (pe lîngă cele aproximativ 4500 MW existente deja si ce s-o mai construi in plus pînă in 2030 – în special din cele ”distribuite”)
In aceste condiții, personal (dar și alți colaboratori), am devenit curioși, ca să nu spunem îngrijorați, despre ce se va întîmpla cu noi pînă la si după 2030, imaginîndu-ne, simulînd și stiind deja că:
- 10,000 MW regenerabile intermitente necesită cel puțin 1700 MW capacități stocare (!), dacă luam de bună analiza altor experti in planificarea sistemelor de energie integrate, care spun ca la 6 MW RES intermitente este necesar 1 MW stocare. Adică, astăzi, în 2023 ar fi trebuit să avem Tarnita deja, iar in 2030 ar trebui sa mai avem ”incă o Tarniță”, știind ca realizarea ei necesită cca 6-7 ani !
- 10,000 MW regenerabile intermitente, dacă se vor realiza (personal sper că nu !), fără stocare, ”nu vor intra in SEN” și, dacă celelalte programe de noi capacități , fosile CCGT, hidro și SER, chiar vor fi realizate, atunci, majoritatea energiei verzi eoliene și solare, va fi exportată (spun majoritate, pentru că nu vor fi capacități transfrontaliere disponibile) și, mai rău, prin CfD, vor fi plătite de statul român, sau, dacă va fi ”curtailing” (intreruperea functionarii, sau pret ”0”) atunci, tot vor fi plătite de statul român, dar, și mai rău, de consumatorii români !
Să analizăm mai jos, dacă ”îngrijorările” noastre sunt sau nu justificate, sau, pur și simplu, nu înțelegem noi subtilitățile funcționării ”pieței de energie”, planificate de Ministerul Energiei si reglementate de ANRE:
- Cum funcționează CfD (extras din HG):
”…plata pentru diferență CfD înseamnă o plată efectuată în temeiul unui contract CfD:
- de către contrapartea CfD (NA adică statul roman) către un beneficiar CfD, care se bazează pe cantitatea de energie electrică livrată în SEN măsurată care beneficiază de CfD și se calculează pe baza diferenței, dintre prețul de exercitare și prețul de referință, în situațiile în care prețul de referință este mai mic decât prețul de exercitare;
sau
- de către un beneficiar CfD către contrapartea CfD, care se bazează pe cantitatea de energie electrică livrată în SEN măsurată care beneficiază de CfD și se calculează pe baza diferenței, dintre prețul de referință și prețul de exercitare, în situațiile în care prețul de referință este mai mare decât prețul de exercitare;
Întrucît Guvernul României nici măcar nu a mai catadicsit sa ”depersonalizeze” textul HG ci l-a preluat (inghițit) ca pelicanii, neștergind din footer-ul paginii originea documentului -UK – 683261283.1 , (adică niște consultanți oarecare care sunt din ”Brexit” trimiși de BERD să ne învețe CfD), atunci redau și eu exemplul grafic din UK a ceea ce spune HG-ul de mai sus, la punctul b), unde STRIKE PRICE este ”prețul de exercitare”. –
INTERVIURILE HotNews.ro