Rețelele electrice și energia eoliană

Datorită priorității de a injecta energie în rețea, permisă de costul lor marginal zero, energiile regenerabile intermitente (EnRi) se bucură de cea mai mare libertate de producție, în funcție de capriciile vremii, fără să-și facă griji cu privire la cerințele rețelei.

Repunerea în discuție a acestui privilegiu în ianuarie anul trecut de către raportul Entso-e a fost amânată, până în primăvara acestui an, din cauza tensiunilor dintre părțile implicate care doresc să-și atingă fiecare scopurile.

Dar oricare ar fi conținutul actualelor revizuiri, se pare că epoca de aur a injectării gratuite a energiei regenerabile, pe piață, începe să apună, această energie pentru a fi injectată, trebuie să se conformeze imperativelor europene ale unei rețele care a fost restructurată pentru acest scop.

Agenția Uniunii Europene pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare în domeniul Energiei (ACER) are misiunea de a permite cea mai mare integrare posibilă a pieței de energie, în special prin asigurarea aplicării reglementărilor europene.

Totuși, transportul surplusului de surse regenerabile de energie compromite buna funcționare a pieței de energie electrică, provocând o congestie structurală în rețelele sale de îndată ce bate vântul, în special decalajele dintre producția de energie a turbinelor eoliene din nordul Germaniei și consumul acesteia de către industria din sudul Germaniei.

Aceste blocaje au ca rezultat fluxuri de buclă clandestine, care ocolesc prin rețelele țărilor vecine, fără a solicita măcar utilizarea lor, deoarece tranzacția lor comercială nu iese din aceeași zonă de licitație.

Costul dezvoltării rețelelor pentru transportul acestui surplus, deși din ce în ce mai insuportabil pentru consumatori, nu mai este suficient pentru a preveni creșterea blocajului în paralel cu creșterea puterii intermitente instalate.

Asumarea costului MWh „clandestin“ menționat se află în centrul litigiilor legale în cursul cărora operatorii de sisteme de transport, în special RTE francez și Bundesnertzagentur german, au avut decizia autorității de reglementare ACER condamnată de Curtea de Justiție a UE, pentru implementarea sa în mod autoritar a unei metode de soluționare a acestor costuri fără costuri.

Este important de înțeles că injectarea aleatorie a acestei EnRi, care se revarsă astfel în rețelele vecinilor lor, ruinează însuși principiul pieței de energie electrică prin reducerea capacității lor de import și, în același timp, provoacă creșterea prețurilor naționale.

Sătui de repetarea acestui fenomen, Suedia și Norvegia tocmai au aruncat prosopul, anunțându-și dorința de a se deconecta de la acest sistem descris drept „absolut de absurd“.

Ministrul suedez al Energiei și-a intensificat plângerile adresate Germaniei, pe motiv că ar trebui să lase vecinii să-și finanțeze relansarea nucleară și să își asume responsabilitatea pentru efectele nedorite ale surselor sale de energie intermitente.

Suedia nu mai este de acord să finanțeze deteriorarea rețelei sale electrice și refuză, în același timp să respecte reglementările europene și solicită plata costului energiei regenerabile intermitente.

Articolul 14 din Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019, prevede ca zonele de licitație să fie revizuite la fiecare 3 ani pentru a evita congestionarea structurală.

Cu toate acestea, congestionarea rețelei germane între producție și consum pare să încalce clar această cerință în ciuda sutelor de miliarde investite în rețeaua de transport germană. Și această situație duce la fluxul de bucle neprogramate clandestine de MWh care destabiliza întregul sistem energetic european.

Managerul european de rețea Entso-e a realizat numeroase simulări ale reformei zonelor de licitație care se dovedește a fi esențială în măsura în care reglementările europene, spre deosebire de Directive, sunt obligatorii la nivel de stat și direct aplicabile de la data publicării.

În timpul sesiunii sale de lucru online din 5 noiembrie 2024, Entso-e a publicat propuneri care merită a fi luate în considerare.

Germania se află în centrul simulărilor și al obținerii efectelor ca urmare a separării pieței sale în 2 zone distincte, chiar în 3, 4 și chiar 5 zone. Rezultă că majoritatea configurațiilor ar avea ca rezultat o reducere semnificativă a producției de energii regenerabile alături de o creștere a producției de gaz și cărbune, precum și, contraintuitiv, o reducere a energiei nucleare. Această reducere a EnRi ar viza în principal energia eoliană terestră germană.

Această reducere ar afecta importul Germaniei cu o medie anuală de 9 TWh mai mult decât statu quo-ul, iar această achiziție ar trebui transferată în Italia, Republica Cehă și Austria, în locul actualelor țări nordice.

În urma deciziei ACER din 24 noiembrie 2020 privind metodologia și ipotezele care urmează a fi utilizate în procesul de revizuire a zonelor de licitație pentru a se conforma cu precizările articolului 14 din Regulamentul European, Entso-e a efectuat o consultare publică între 19 iulie și 4 septembrie 2024.

Franța are cea mai scăzută piață din UE, cu un preț mediu de 41,86 euro/MWh. Este evident că ar păstra acest avantaj în toate cazurile. Dar nu este ferită de congestionarea rețelei sale de către EnRi, iar piața sa ar experimenta o diferență de preț între cele 3 zone sugerate în cadrul acestei revizuiri. Partea de sud-est franceză și-ar vedea apoi cursul tras în sus în beneficiul treimii de nord-est.

Potrivit Euractiv, decizia de a împărți piețele în Franța și Germania ar fi trebuit luată la 27 ianuarie, dar a fost amânată din cauza amânării de către Entso-e a publicării raportului său până în primăvară, iar conflictul deja declarat cu țările nordice care doresc acum să-și reducă legăturile cu restul Europei ar fi acut și cu țările din Europa Centrală, care, potrivit Euractiv, sunt foarte afectate de funcționarea rețelei germane.

Tensiunile sunt mari între diverșii manageri de rețea pentru a ajunge la un acord care a fost amânat de mai multe ori după termenul limită din toamna anului 2022. De altfel, un acord unanim al guvernelor naționale va mai fi necesar pentru a ratifica orice reformă a zonelor de licitație. Dar este clar că opoziția Germaniei nu poate penaliza la nesfârșit vecinii săi.

După spusele specialiștilor, aceste diviziuni ale zonelor de licitație vor avea un efect dezastruos asupra dezvoltării energiilor regenerabile, care, ar da o lovitură severă lichidității pieței și volumului tranzacțiilor germane.

Dar această revizuire pare greu de evitat, cu riscul de a compromite întregul sistem electric european pentru că ar fi încălcat regulamentul UE care o impune.

Într-adevăr, ACER a avertizat în iulie 2024 că, în ciuda investițiilor făcute în rețele de transport, de către diferitele state, „Rețeaua de energie electrică a UE este din ce în ce mai aglomerată (măsurile corective precum redispecerizarea au crescut cu 14,5% în 2023). Costul gestionării acestei congestionări în 2023 a fost de 4 miliarde euro!

Oricare ar fi revizuirea zonelor de licitație, se pare că vremurile bune s-au terminat acelea în care surplusurile de energie eoliană puteau fi injectate fără ca cineva să-și facă griji pentru funcționarea rețelelor învecinate care se blocau sau prețul de pe piața energiei să crească sau să se prăbușească.

Producția eoliană este cauza principală a impasului actual datorită abaterilor sale considerabile și bruște, care pot apărea în orice moment al zilei sau al anului.

Dezvoltarea proiectelor eoliene pare să fi ajuns acum într-un punct care compromite obiectivele pentru care a fost creată piața, adică reducerea prețurilor și convergența acestora în toată Europa. Revizuirea sa este necesară pentru a se pune sub semnul întrebării a promisiunilor de dezvoltare a energiei eoliene.

Va fi necesar un instrument de ajutor pentru a compensa pierderea de venit ale operatorilor „limitați“ din piață, dar și model EnRi și oportunitatea acesteia trebuie regândite.

Dr. ing. Daniel BOTĂNOIU