CC BY
10
Economic and Energy Security Impact of Interconnection Power Systems of Republic of Moldova and Western Europe
Comendant I.
Institute of Power Engineering of Academy of Science of the Republic of Moldova
Chisinau, Republic of Moldova
Abstract. It is known, by implementing asynchronous interconnections with ENTSO-E () the Republic of Moldova expects to reach the goals it has tended for more than 25 years: to have both a competitive electricity market and a decent energy security. In this paper, we try to evaluate whether this scenario can achieve those objectives. Based on a model created, which considers all possible power sources development scenarios and which permit to determine the tariffs applied to final consumers based on the costs the scenarios bear, it was shown that the implementation of asynchronous scenario, most likely will not be recovered economically, will not lead to creation of energy flows east-west and vice versa from which the country stakes to obtain benefits and, will not get expected balancing power from the west to cover the appropriate needs in the wind and solar energy sources promotion projects. Thus, asynchronous project becomes only one to achieve the objective of energy security. But for this it is expected to pay too much, about 0.5 billion USD. The article suggests that this goal may be achieved by a scenario that would require much smaller financing and that justifies an investment portfolio in which Moldova share would not exceed 20-30% of total investments asynchronous scenario needs for implementation. The originality of the results consists in: establishing the price difference of the competitive power markets that justifies economically the implementation of the asynchronous scenario of connecting the Moldovan power system to the Romanian one; The use of average tariffs applied to end-users - as a method to achieve the objective. Keywords: power system, scenarios, electricity market, investment recovery, energy security.
Impactul economic de securitate a interconectarii sistemelor electroenergetice ai Republicii Moldova cel Vest European Comendant I.
Institutul de Energetica al Academiei de §tiinte a Moldovei Chi§inau, Republica Moldova Rezumat. Dupa cum este cunoscut, prin realizarea scenariului asincron de racordare la ENTSO-E se a§teapta atingerea obiectivelor la care Republica Moldova a tins mai bine de 25 ani: de a avea o piata competitiva pentru energia electrica, precum §i o securitate energetica decenta. in lucrare se incearca de a evalua in ce masura acest scenariu poate atinge dezideratele mentionate. in baza modelarii posibililor scenarii de dezvoltare ale surselor de energie pentru Republica Moldova cu reflectarea costurilor respective asupra tarifelor la energia electrica aplicate consumatorilor finali, este demonsarat ca scenariul asincron, cel mai probabil pentru a fi realizat, nu se va recupera economic, nu va duce la crearea de fluxuri de energie est-vest §i invers de pe urma carora tara miza sa obtina beneficii, precum §i nu se va bucura de acoperirea necesitatii in energie de echilibrare venita din vest in proiectele de promovare a surselor eoliene §i fotovoltaice de energie. Proiectul asincron, deci, devine unul doar pentru realizarea obiectivului de securitate energetica. insa pentru aceasta se prevede a plati prea mult, cca 0,5 miliarde USD. in articol se propune ca acest obiectiv sa fie atins printr-un scenariu, care ar cere mijloace mai mici, fapt, ce justifica ca Republica Moldova sa participe cu doar 20-30% in portofoliul de investitii pentru realizarea scenariului asincron. Originalitatea rezultatelor constau in: stabilirea diferentei de preturi la energia electrica de pe pietele competitive care justifica economic realizarea scenariului asincron de racordare a sistemului electroenergetic moldovenesc la cel roman; utilizarea tarifelor medii aplicate consumatorilor finali -ca metoda de atingerec a obiectivului.
Cuvinte-cheie: sistem electroenergetic, scenarii, piata energiei, recuperarea investitiilor, securitatea energetica.
Энергобезопасность и экономический эффект от присоединения энергосистем Республики Молдова и Западной Европы Комендант И.Т.
Институт энергетики АН Молдовы Кишинев, Республика Молдова Аннотация. Как известно, путем реализации асинхронного сценария присоединения к ENTSO-E ожидается, что будут достигнуты цели, к которым Молдова стремилась уже более 25 лет: иметь
конкурентный рынок электроэнергии и надлежащую энергетическую безопасность. В настоящей статье мы пытаемся оценить, если внедрение указанного сценария приведет к таким результатам. На основе инструмента (de precizat insrumentul, de tip cunoscut s-au elaborat de autorii), моделирующего возможные сценарии развития источников электроэнергии для Молдовы и отражающего соответствующие затраты в тарифах на электроэнергию у конечных потребителей, показывается, что асинхронный сценарий, скорее всего, не окупится экономически, не приведет к возникновению потоков энергия с востока на запад и наоборот, от которых страна ожидала получить выгоды, не оправдает также ожидания в получении балансирующей энергии с запада для покрытия нужд при реализации проектов по внедрению солнечных и ветровых электростанций. Таким образом, асинхронный сценарий решает только одну проблему: достижение энергетической безопасности. Но для этого придется платить слишком дорого, около 0,5 миллиарда долларов. Показано, что эта цель может быть достигнута с помощью другого сценария. При этом, потребуется меньше средств со стороны Республики Молдова для реализации асинхронного сценария с инвестициями, уровень которых в портфеле инвестиций не превысит 20-30% от общего их объема. Оригинальность результатов состоит в: установлении разницы цен на электроэнергию в конкурирующие рынки, при которых обосновано экономически внедрение асинхронного сценария объединения молдавской и румынской электроэнергетических систем; использование средних тарифов на электроэнергию у конечных потребителей - как метод достижения задачи.
Ключевые слова: энергосистема, сценарии, энергетический рынок, окупаемость инвестиций, энергетическая безопасность.
Introducere
De la data declaràrii independentei Si pânà la momentul de fatà, R. Moldova continuie sà se gàseascà pe pozitia de a importa mai bine de 70% din energia necesarà teritoriului aflat în partea dreapta a Nistrului, fapt, care afecteazà însemnat securitatea energeticà a tàrii. Pe de altà parte, piata energiei electrice în spatiul în care se aflà tara nu poate fi calificatà ca una competitivà. În càutarea solutiilor de depàçire a acestor douà impedimente cheie s-au întreprins §i continue sà se caute màsuri adecvate.
Astfel, având ca scop crearea unei piete de energie electricà competitive, pornind cu anul 1997 în R. Moldova au avut loc transformàri importante în structura pietei energiei electrice. De la un monopol vertical integrat, sistemul electroenergetic a fost divizat în componente autonome în lantul de livrare a energiei electrice càtre consumatorii finali. Astfel au fost create entitàti independente: producàtori de energie electricà, transportatorul §i operatorul central de gestiune a sistemului, distribuitori de energie electricà, furnizori de energie electricà la tarife reglementate §i nereglementate. La nivelul producàtorilor de energie electricà, celea aflate pe malul drept al Nistrului au devenit reglementate (toate CET-urile §i Nodul Hidroelectric Costeçti), adicà sursele în cauzà au fost excluse din competitia pentru producerea energiei electrice celei mai ieftine. Pe malul stâng al Nistrului, unica centralà liberà pe piatà a ràmas CTEM. În aceste împrejuràri, competitia pentru livrarea energiei electrice celei mai ieftine putea avea loc doar
intre aceastá céntrala §i furnizorii ucraineni. Sursele de energie din Romania nu au putut fi considerati in schema competitiva din motivul aspectelor tehnice: prezenta diferitor standarde la mentinerea frecventii in sistem. Din acest din urmá motiv, paná in prezent furnizarea energiei electrice cátre R. Moldova din partea Romaniei a avut loc doar epizodic, in situatii exceptionale.
La nivelul de distributie a energiei electrice, competitia s-a evidentiat prin costurile specifice de intretinere §i exploatare a retelelor electrice, precum §i nivelul de pierderi al energiei electrice in retelele electrice. La faza negocierii costurilor de bazá §i a nivelului de pierderi, organul regulator a folosit pe deplin instrumental de „banchmark" pentru a diminua valorile indicatorilor corespunzátori, utilizati pentru urmátoarea perioadá de aplicare a metodologiilor tarifare aprobate.
Necátand la rezultatele obtinute de la transformárile in sectorul electroenergetic, produse in anii 1997-2000, §i exprimate prin ridicarea eficientei functionárii intreprinderilor de distributie, datoratá competitiei intre operatorii de retea, cea mai mare sperantá, insá, spre reducerea de costuri in tariful pentru energia electricá, se a§tepta de la competitia intre producátorii de energie electricá. In acest din urmá sens, va trebui sá recunoa§tem cá pe parcursul anilor 1997- inceputul anului 2016 o atare competitie efectiv nu a avut loc. Dupá cum este cunoscut, competitia in cauzá putea sá se producá doar intre sursele de energie ucrainene §i CTEM. Din pácate, in realitate a dominat in permanentá sentimentul de existentá
a unei intelegeri de cartel intre furnizorul de energie ucrainean §i CTEM. Motivul pentru o atare concluzie rezidá din ráspunsurile acestor competitori la solicitarea furnizorilor reglementati de a prezenta ofertele de livrare a energiei electrice. Ca regula, ofertele inaintate nu erau de calitate. Ele nu contineau informatii asupra pretului la energie sau erau inacceptabile din mai puncte de vedere, in principal, nu permiteau sá acopere intreaga cerere de energie §i putere stipulatá in cererea de oferte. Drept urmare, pretul la energia electricá se stabilea ulterior in negocieri incordate, extinse paná in ultima zi, nu rareori - mult dupá data expirárii contractelor existente de livrare a energiei electrice. La atare compartiment contribuia §i pozitionarea CTEM in sistemul electroenergetic regional integrat: pentru a pástra stabilitatea staticá in regiune, CTEM urma a fi incárcatá obligatoriu paná la un anumit nivel de sarciná.
Lucrurile s-au schimbat mult la faza lansárii negocierii noilor contracte de achizitie a energiei electrice pentru perioada aprilie 2016-martie 2017. CTEM, apartinutá concernului rus RAO EES, §i furnizorii de energie ucraineni sau trezit in situatia in care o colaborare de cartel era putin probabilá. Drept urmare, competitia intre aceste douá surse pentru energia cea mai ieftiná a devenit una realá. In consecintá, pretul acesteia, pentru perioada mentionatá mai sus, a scázut semnificativ, de la 6,795 centi/kWh paná la 4,8995 centi/kWh, adicá cu 27,9%. Este adevárat cá §i pretul la combustibilul de pe piata internationalá s-a diminuat insemnat. Totu§i, in conditiile in care s-ar fi pástrat monopolul asupra ofertei de energie, manifestatá prin intermediul relatiilor de cartel, pretul obtinut la energía oferitá nu avea §ansa sá scadá atat de important. La moment, nimeni nu poate garanta cá o atare stare de lucruri, in care predominá climatul competitiv, se va pástra in continuare. Depá§irea acestei situatii se vede prin atragerea pe piatá de noi surse, fie prin constructia de centrale electrice proprii, fie prin crearea conditiilor in care in competitia pentru energia cea mai ieftine ar participa §i furnizorii din Romania, fie combinatia scenariilor in cauzá. Aceastá din urmá solutie, dupá cum este bine cunoscut, poate fi realizatá prin racordarea sistemelor electroenergetice ai Romaniei §i R. Moldova, fie prin cuplare sincroná, fie asincroná. Racordarea sincroná se distinge printr-un cost mult mai mic, dar cu o perioadá indelungatá (de cca 15-20 ani) de realizare, avand in vedere cá intr-o atare
racordare trebuie sä participe §i sistemul electroenergetic al Ucrainei. Racordarea asincronä necesitä termeni mult mai reduçi pentru implementare, cca 3-5 ani, însâ, cere investitii mult mai însemnate, decât scenariul sincron. În presupunerea cä scenariul asincron este realizat apare întrebarea dacä investitiile alocate pentru constructia interconexiunilor cu România sunt justifícate de scäderea pretului la energia electricä, a§teptatä de la competitia dintre furnizorii români, cei ucraineni §i CTEM. Posibilele centrale noi construite pe teritoriul R. Moldova nu se iau în consideratie, dat fiind cä la acestea pretul la energie nu ar fi unul competitiv din cauza componentei investitionale mari în pret, componentä, care implicä necesitatea recuperärii investitiilor efectuate.
Realizarea scenariului asincron se vede prin constructia instalatiilor de tip Back-to-Back. Justificärii aplicärii acestor din urmä mijloace de racordare a douä sisteme electroenergetice cu diferite standarde de mentinere a frecventei sunt consacrate mai multe studii [1-9]. Nici una dintre acestea, msä, nu identificä cum diferenta de preturi la energie pe pietele megieçe afecteazä fezabilitatea economicä a instalatiilor în cauzä.
În lucrarea de fatä se mcearcä a da räspuns la întrebarea formulatä, cât §i cum räspunsul la aceasta se coreleazä cu atingerea securitätii energetice a tärii. Noutatea studiului efectuat constä în stabilirea conditiilor de piatä în care diferenta de preturi la energia electricä în acestea justificä economic realizarea scenariului asincron de racordare a sistemului electroenergetic moldo vene sc la cel român. Metoda de realizare a obiectivului este originalä §i se bazeazä pe utilizarea tarifelor medii aplicati consumatorilor finali.
I. FORMULAREA PROBLEMEI
Conform studiului efectuat de Banca Mondialä [10], investitiile necesare realizärii scenariilor de dezvoltare a surselor de energie electricä care asigurä securitatea aprovizionärii cu energie electricä a consumatorilor R. Moldova variazä între 348 §i 1445 milioane USD (Tab. 1). Din mai multe considerente, autoritätile R. Moldova au identificat scenariul A-3 ca fiind cel mai rezonabil pentru atingerea obiectivului formulat, investitiile pentru realizarea cäruia fiind de cca. 728 milioane USD, sumä, care cuprinde §i investitiile în
securitate energeticä, obiectiv, la care se näzuie de mai bine de 25 ani.
Efectiv, însâ, întrebarea dacä tara, consumatorii säi, pot îndura aceastä povarä, -râmâne deschisä.
dezvoltarea surselor de energie electricá pe teritoriul malului drept al Nistrului. Scenariul ín cauzá este destul de scump pentru conditiile economice ale R. Moldova, constituind cca 12% din valoarea PIB-ului anual al tárii. La prima vedere valoarea procentualá din PIB ale investitiei nominalizate pare a fi una acceptabilá pentru atingerea dezideratului de
Tabelul 1
Costurile investitionale §i tarifele nivelate aferente scenariilor de acoperire a cererii de energie a
Republica Moldova (malul drept al Nistrului)
Scenariul Total investitii (milioane USD) Tariful nivelat pentru 20 de ani (USD centi/kWh)
Valoarea nomínala Valoarea actualizata
SS-1 (autobalansare) 1445 1023 16.60
SS-2 (autobalansare) 1005 700 16.31
S-1 (sincron) 410 285 15.01
S-2 (sincron) 383 266 14.96
S-3 (sincron) 348 242 14.94
S-4 (sincron) 463 322 15.07
A-1 (asincron) 709 491 15.45
A-2 (asincron) 715 495 15.43
A-3 (asincron) 728 504 15.48
Intrebarea in cauzá nici nu era pronuntatá paná in prezent din motivul cá de la realizarea scenariului A-3 se a§teaptá o competitie acerbá pentru energia electricá cea mai ieftiná, lucru, care va duce la scáderea pretului la energia electricá de pe piata in care se aflá Republica Moldova §i, ca urmare, aceastá scádere va compensa in tarif costurile realizárii scenariului A-3. Putem noi ne a§tepta la o atare evolutie?
In cele ce urmeazá se incearcá a identifica aceastá scádere a pretului la energia electricá de pe piata competitivá nou creatá in urma racordárii la ENTSO-E, precum §i cum scáderea datá ar putea influenta abordarea portofoliului de investitii spre realizarea scenariului A-3.
II. MODELUL DE SIMULARE
Rezolvarea problemei formulate a fost efectuatá prin simularea dependentei tarifului la energia electricá (aplicat consumatorilor finali) de factorii care influenteazá costurile scenariului de dezvoltare a surselor de energie electricá. Modelul a fost dezvoltat de autor in
cadrul proiectului ESMAP Moldova Electric Power Market Sector Study, lansat §i realizat de Banca Mondialà, fiind adaptat ulterior pentru îndestularea exigentilor studiului de fatà. Pentru Modelul în cauzà au fost utilizate datele de intrare prezentate în Anexa 1. Separat gàsim necesar sà mentionàm urmàtoarele: Anul în care are loc racordarea la ENTSO-E (sincronà §i asincronà) - 2020; Deficitul de putere în 2033 în lipsa dezvoltàrii surselor proprii de energie, în conditiile în care PIB-ul înregistreazà o creçtere de 3,26% pe an, - 870 MW; Acoperirea deficitului de 870 MW din sursele proprii sau import din România în anul 2020 - 67%, iar în 2027 - 33%. Date aferente instalatiei BtB: Investitii specifice - 257 $/kW; Costurile de întretinere §i exploatare - 1,5%/an de la valoarea investitiei; Perioada de depreciere - 20 ani. Date privind energia din import: pretul energiei în 2016 - 4,9 centi/kWh, creçtere 1%/an. La momentul racordàrii la sistemul electroenergetic românesc, în anul 2020, are loc diminuarea pretului energiei electrice de pe piatà, aceasta (diminuarea) fiind variabila, cu care se identificà impactul asupra
perioadei de recuperare a investitiilor în scenariile sincron §i asincron. Evolutia pretului la energie de pe piatä, pornind cu aceastä datä, este modelatä printr-o creçtere de 1%/an.
III. EFECTUAREA CALCULELOR
În toate scenariile din studiul [10] componenta investitionalä aferentä dezvoltärii centralelor electrice de pe malul drept al Nistrului este destul de mare. Conform acestora, cätre anul 2020 CET-1 §i CET-2 urmeazä a fi substituite cu o nouä centralä electricä de cogenerare, CET-3, de cca 250 MW. Solutia datä este propusä drept urmare a obiectivelor trasate de Strategia Energeticä 2030, conform cäreia cätre anul 2020 este planificatä constructia a 650MW putere electricä cu atragerea de tehnologii eficiente de tip ciclu combinat. Ultimele evolutii au demonstrat, msä, cä constructia unei atare CET-3 nu inträ în planurile conducerii tärii. Nu se prevede nici constructia altor centrale electrice, cu exceptia celor regenerabile, de cca 150 MW, - pentru a îndeplini angajamentele luate de R. Moldova în cadrul Tratatului cu Comunitatea Energeticä. Pornind de la aceste modificäri, în toate scenariile examinate în continuare s-au exclus investitiile respective prezente în studiul [10], acestea fiind înlocuite doar cu investitii în reabilitarea CET-2. S-a considerat, conform experientii în reabilitarea centralelor electrice depreciate, cä o investi tie de 150USD/kW poate extinde perioada de operare a centralei pe condensatie pentru o perioadä de cca 15 ani, pästrându-i-se randamentul de functionare. În ceia ce priveçte sursele regenerabile, acestea sunt modelate prin pretul la energia electricä generatä de acestea, nu prin investitii. Preturile
corespund celora publícate la moment de ANRE. Conform calculelor, investitiile totale pentru dezvoltarea surselor de energíe electricä in cauzä constituie cca 34 milioane dolari SUA. Scenariul de dezvoltare a surselor care realizeazä doar optiunea datä il vom considera ca Scenariu Linie de Bazä. El nu cuprinde careva dezvoltäri ale retelei de transport, iar importul de energie vine doar din est. In ce prive§te scenariile sincron §i asincron, investitiile in retelele electrice au rämas acelea§i ca §i in [10], cu exceptia scenariului S3, pentru care s-au introdus elemente aditionale de retea, in special aferente portiunii de retea Bälti-Räbnita, care este intäritä cu linii dublu circuit 2 x 110 kV. In presupunerea cä in anul 2020, odatä cu racordarea la ENTSO-E, atät in scenariile asincrone, cät §i cele sincrone, nu va avea loc modificarea pretului la energia electricä de import, pästrändu-§i doar trendul de cre§tere cu 1%/an, investitiile §i tariful la energia electricä in scenariile examinate vor inregistra valorile indicate in Tab. 2, Tab. 3 §i Fig. 1.
Din Tab. 4 putem observa diferenta dintre tarifele scenariilor sincrone §i asincron fatä de Scenariul Liniei de Bazä. In anul 2020, odatä cu aderarea la sistemul electroenergetic romänesc are loc o creyere a tarifului la energie, aplicat consumatorilor finali, cu 1,27 centi/kWh, sau cu 10%. Aceastä creyere este cauzatä de investitiile efectuate pentru realizarea scenariului A-3.
Ca discrepantä in cauzä sä nu aibä loc este necesar ca la momentul racordärii la ENTSO-E pretul energiei de import sä scadä cu 1,47 centi/kWh, iar cel nivelat pentru anii 2020-2030 - cu 1,37centi/kWh.
Tabelul 2.
Investitiile în retelele electrice aferente scenariilor examinate, mil USD.
Scenariile Total
Valoarea CTE 2016
Racordare sincronä la ENTSO-E S-1 124 101
S-2 86 70
S-3 67 55
S-4 161 131
Racordare asincronä la ENTSO-E A-1 462 338
A-2 377 276
A-3 478 352
Tabelul 3.
Valoarea tarifelor nivelate §i celor maxime din perioada anilor 2020-2025
Scenariile Nivelate, cents/kWh Nivelate, bani/kWh Evolutia tarifului 2020-2025
10 ani 20 ani 10 ani 20 ani cents/kWh bani/kWh
SLB 12.35 13.15 222.98 246.61 12.64-13.91 250.2-275.4
S-3 (cel mai ieftin) 12.40 13.24 223.95 248.32 12.86-14.08 254.6-278.7
S-4 (cel mai scump) 12.47 13.35 225.26 250.61 13.15-14.3 260.3-283.2
A-3 12.64 13.70 228.64 257.39 13.91-14.87 275.4-294.4
a)
-SLB S-3 (ieftin) S-4 (scump) A-3 (Gov)
^b Jp ^ „'b ¿o „<=> tJJ
1? <a?v n? n? -T? -v° i?
b)
Figura 1. Evolutia tarifelor ín scenariile examinate: a) centi/kWh; b) bani/kWh.
Tabelul 4.
Diferenta între tarifele scenariilor sincrone §i asincron fatä de SLB
Anii 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
(A-3) - SLB 1.27 1.20 1.14 1.08 1.02 0.96 0.91 1.18 1.11 1.05 0.99
(S-3) - SLB 0.22 0.21 0.20 0.19 0.18 0.17 0.16 0.15 0.14 0.14 0.13
(S-4) - SLB 0.51 0.48 0.46 0.44 0.42 0.40 0.38 0.36 0.34 0.32 0.31
IV. ANALIZA REZULTATELOR
Dupä cum observäm din Tab. 2, realizarea scenariului asincron ales, adicä A-3, necesitä o investitie in retelele electrice, inclusiv pentru constructia interconexiunilor cu Romania prin intermediul instalatiilor BtB, de 478 milioane USD, sau cu 411 milioane USD mai mult fatä de realizarea scenariului sincron cel mai ieftin. Pentru comparatie, mentionäm cä suma de 478 milioane USD este echivalentä cu constructia a 1600 km de LEA 400kV sau 9560 km de LEA 110kV, in timp ce lungimea totala a tuturor retelelor electrice 330-400kV din R. Moldova, mäsurate intr-un singur circuit, constituie 716,47 km (Tab. 5), de 2,2 ori mai mult, decat 1600 km.
Cu alte cuvinte, investitia in realizarea scenariului A-3 este semnificativä pentru conditiile R. Moldova. Din punct de vedere economic, ea i§i gäse§te justificare in conditiile in care investitia mentionatä se recupereazä in teremene rezonabile. Aceasta s-ar putea intämpla in situatia in care racordarea asincronä ar aduce o scädere aditionalä a pretului la energia electricä de pe piata comunä fatä de SLB. In Fig. 2 este prezentatä dependenta Perioadei de recuperare a investitiilor in scenariul A-3 functie de valoarea scäderii pretului la energia electricä in anul racordärii la ENTS-E. Pentru comparatie, este prezentatä aceia§i dependentä §i pentru scenariul S-3, adicä, scenariul sincron cel mai ieftin.
Tabelul 5
Lungimea liniilor 330-400 kV pe teritoriul R. Moldova
Dnestr. CHE - Balti, 1x330kV 88
Balti- Strasesni 102.87
Straseni - Chisinau 41.5
Chisinau-CTEM 242
XBK-CTEM 28
CTEM-Vulcanesti 159.4
Vulcanesti-Isaccea 54.7
TOTAL 716.47
20 ra 18
I 16
C
14
™
g «
£. 10 3
S 8
" r-■O 6
ra
TS 4 o
S 2
a.
O
■A-3 fata de SLB -S-3fata de SLB
O 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 Stade rea pretului la energie in ariul racordarii la ENTSO-E, centi/kwh
Figura 2. Perioada de recuperare a investitiilor în A-3 çi S-3 la diferite scaderi a pretului de import pe care acestea ar putea sa provoace.
Dupä cum putem observa din Fig. 2, scenariul A-3 s-ar putea recupera într-un termen de 13 ani în conditiile în care în momentul racordärii la ENTSO-E pretul la energie de import achizitionatä de R. Moldova s-ar micçora cu 2 centi/kWh, lucru inemaginabil a se produce pe viitor, având în vedere ultimile evolutii ale preturilor de pe piatä la sursele traditionale de energie electricä, dictate de pretul la combustibil §i investitiile necesare constructiei acestora, precum §i a investitiilor specifice pentru constructia surselor regenerabile de energie electricä.
Discrepanta dintre preturile la energia electricä de pe piata liberä inregistrate in spatiul de unde R. Moldova achizitioneazä energia §i cel din Romania a variat in ultimii ani in jurul de 0,50,6 centi/kWh. In presupunerea cä discrepanta mentionatä ar atinge valoarea de 1 cent/kWh investitia in A-3 nu se recupereazä §i in acest caz din punct de vedere economic, chiar dacä acest scenariu s-ar compara nu cu SLB, ci cu scenariul sincron S-3 (Fig. 3). In acest din urmä caz, doar la o scädere de 1,5 centi/kWh recuperarea ar putea avea loc peste 13 ani.
Figura 3. Perioada de recuperare a investitiilor în A-3 fatä de S-3 la diferite scäderi a pretului
de import în A-3 fatä de S-3.
Un aspect foarte important care se cere a fi mentionat aici este §i urmätorul. Realizarea scenariului A-3 are ca obiectiv economic pentru R. Moldova crearea presiunii asupra furnizorilor de energie din est, ca aceçtea sä micçoreze pretul la energie fatä de cea de pe piata romäneascä, sau ENTSO-E, care este mai mic la moment. Presiunea în cauzä ar putea avea sorti de izbändä doar în conditiile în care toate investitiile în scenariul A-3 sunt reflectate în tariful de transport. În acest caz competitia pentru energia cea mai ieftinä va avea loc la barele DAF §i, deci, în R. Moldova am putea avea un pret mai mic la energie, decât în lipsa interconexiunilor BtB cu Romania. Nu mai mic, msä, va fi tariful la energia electricä pentru consumatorii finali. Dar, un flux de energie est-vest sau vest-est, de pe urma cäruia R. Moldova miza sä obtinä beneficii, este, practic, exclus din punct de vedere economic, dat fiind cä pretul energiei din România ajuns în Ucraina va trebuia sä continä §i componenta investitionalä
în realizarea scenariului A-3, reflectatä în tariful de transport. Aceastä componentä fiind foarte mare, dupä cum este demonstart mai sus, face necompetitivä energia româneascä pe piata ucraineanä. Acelaçi lucru se va produce cu energia ucraineanä pe piata româneascä. Dacä, msä, investitiile în interconexiunile mentionate sunt private, iar plata pentru utilizarea interconexiunilor este stabilitä de investitor, atunci competitia pentru energia electricä utilizatä în R. Moldova va avea loc între energia prestatä din est la DAF §i energia prestatä din România, dar livratä nu la DAF, ci la nodul de delimitare dupä proprietate a Operatorului de transport, ÎS Moldelectrica. Evident aceastä energie va fi mai scumpä, pentru cä contine plata pentru utilizarea interconexiunii, fapt ce va permite furnizorilor din est (la moment: traderul ucrainean §i CTEM) sä ridice pretul la energie, dacä aceçtea nu sunt în competitie, cum a avut loc pârâ în luna martie 2016. Dacä între aceçtea existä
competitie, cum aceasta a avut loc la negocierea pretului la energie pentru perioada aprilie 2016-martie 2017, atunci energia din România, din punct de vedere economic, are putine çanse sä nimereascä pe piata R. Moldova din acelea§i considerente §i, cu atât mai mult, pe piata din est. Din motivele enuntate, o investitie privatä în constructia interconexiunilor BtB cu România, practic este irealä, dat fiind cä în lipsa fluxurilor de energie prin acestea nu se atinge obiectivul de recuperare a investi tiilor efectuate.
Din cele relatate putem remarca faptul cä, din cauza investitiilor considerabile în realizarea scenariului A-3, o competitie pentru energia electricä est-vest în beneficiul R. Moldova poate avea loc doar în situatia în care toate investitiile în scenariul A-3 sunt reflectate în tariful pentru transportul energiei electrice, acesta fiind majorat substantial pentru a recupera investitiile mentionate. Cu alte cuvinte, investitiile în realizarea scenariului A-
3 nu se recupereazä din punct de vedere economic, chiar §i în 20 ani de zile, - perioadä de depreciere a instalatiei BtB. Acest scenariu servente doar pentru atingerea obiectivului de securitate energeticä §i doar pentru malul drept al Nistrului. Dacä este a§a, atunci este logic sä ne mtrebäm dacä existä o solutie mai ieftinä pentru asigurarea doar a securitätii energetice.
V. ALTE SCENARII DE SECURITATE ENERGETICÄ
Conform [10] constructia de centrale proprii duce la o scumpire a energiei §i mai mare, decât în scenariul A-3. În vederea ieftenirii scenariului de asigurare doar a securitätii energetice se propune o schemä de re tea (Fig. 4), ideia cäreia constä în efectuarea de transformäri respective în reteaua de transport, precum §i constructia interconexiunii 400kV Suceava-Bälti, schemä, care ar putea opera sincron cu sistemul electroenergetic românesc.
Stanea- Costestî 110 kV Sueeava
Kotovsc
a- ^ i
ROMANIA
Isaccca
LJrsoaia
Simboluri
400 kV
- 330 kV
110 kV
■ ■ ■ linii noi
x - deconectàii
Figura 4. Schema de realizare a optiunii Stand-by de racordare cu sistemul electroenergetic românesc.
Functionarea schemei în cauzà se prevede doar în situatii în care apare o amenintare asupra fiabilitàtii furnizàrii energiei electrice consumatorilor aflati pe malul drept al Nistrului. Cu alte cuvinte, în regim normal ea nu functioneazà, adicà se aflà în regim de „Stand-By". Schema în cauzà, în situatia aplicàrii ei, presupune deconectarea legàturilor cu Ucraina, fapt ce ar putea provoca deranjamente însemnate în sistemul electroenergetic regional. Pentru a exclude acest lucru, schema ar putea fi îmbunàtàtità. Într-o a§a lucrare va trebui sà se ia în consideratie mai multe aspecte, inclusiv echiparea sistemului electroenergetic cu instalatii §i sisteme de operare care ar asigura îndeplinirea exigentilor racordàrii la ENTSO-E în regim sincron. Conform calculelor autorului, investitia totalà pentru realizarea unui atare scenariu nu ar depàçi 100-150 milioane USD, de 3-5 ori mai micà, decât investitia necesarà realizàrii scenariului A-3.
Întelegând cà implementarea unui atare proiect ar putea fi tratatà ca una ipoteticà, investitia mentionatà, totodatà, poate servi ca reper pentru a identifica componenta R. Moldova în portofoliul de investitii pentru realizarea scenariului asincron A-3. Adicà, R. Moldova, în negocierile cu pàrtile interesate ar trebui sà insiste pe un portofoliu de investitii spre realizarea scenariului A-3 în care partea moldavà sà participe doar cu o investitie ce nu depàçeçte 100-150 milioane USD.
CONCLUZII
1. Realizarea scenariului asincron de racordare la sistemul ENTSO-E, cel mai probabil: a) Nu va duce la scàderea tarifului la energia electricà, ci, invers, la creçterea acestuia pentru consumatorii finali ai R. Moldova. Scenariul în cauzà are doar o singurà menire: asigurarea securitàtii
Bibliografie
[1] Power Interconnecter Economic Justification and Financing Methodology. 2011. Dr.P.N.Fernando Former Manager, Energy Division Infrastructure,Energy, Financial Sectors Dept(East) Asian Development Bank (Presenter Gratefully Acknowledges Sources Accessed) https://sari-energy.org/wp-content/uploads/2016/03/Power-Interconnector-PNF-Irade-TF-1 -19-Feb-2.pdf
[2] M.A. Rahman, I.Ashraf, Hamed D. Alsharari, Al Khobar. HVDC system for National and Cross Border Grid Interconnections in Saudi Arabia.
energetice. Atingerea acestui deziterat, insá, va avea loc printr-un efort investitional considerabil, de cca 0,5 miliarde USD, reflectat in tarif prin cre§terea acestuia cu 1,37-1,47 centi/kWh, care ar putea sá se diminueze paná la 0,7-0,8 centi/kWh, datoritá competitiei pentru energia cea mai ieftiná dintre furnizorii din est §i vest.
b) Nu va duce la crearea de fluxuri de energie dintre est-vest §i invers, la care miza R. Moldova §i prin care se a§tepta la obtinerea de beneficii pentru tará. Un atare flux dintre est §i vest devine economic ne avantajos pe pietele reciproce est-vest-est din cauza taxei importante, adáugate la pretul energiei, taxei, care trebuie sá acopere investitiile in realizarea scenariului asincron.
c) Face economic ne atractivá (din cauza aceleia§i taxe) realizarea ideiei de obtinere a energiei de echilibrare din Romania pentru acoperirea necesitátilor de balansare a energiei in proiectele de promovare a surselor eoliene §i fotovoltaice.
2. Avand in vedere cá de pe urma implementárii proiectului asincron vor avea de ca§tigat nu numai consumatorii R. Moldova, ci §i consumatorii §i furnizorii statelort vecine, portofoliul de investitii pentru realizarea scenariului asincron trebuie sá fie divers, iar contributia R. Moldova in acesta nu ar trebui sá depá§eascá 100-150 milioane USD, sumá echivalentá realizárii unui scenariu sicron de tip Stand-By de racordare la ENTSO-E, scenariu, care asigurá doar securitatea energeticá a tárii, dar, care se dobande§te printr-o investitie de 3-5 ori mai micá, decat scenariul asincron.
IOSR Journal of Engineering Apr. 2012, Vol. 2(4) pp: 529-537.
http://www.iosrjen.org/Papers/vol2_issue4/D02452 9537.pdf
[3] High Voltage DC Transmission. http://home.engineering.iastate.edu/~jdm/ee552/HV DC1.pdf. 46 pages.
[4] CIGRE Report 186, "Economic Assessment Of HVDC Links, June 2001
[5] R. Pletka, J. Khangura, A. Rawlins, E. Waldren, and D. Wilson, "Capital Costs for Transmission and Substations - Updated Recommendations for
WECC Transmission Expansion Planning," B&V Project No. 181374, prepared for the Western Electric Coordinating Council (WECC), February, 2014, prepared by Black and Veatch
[6] D. Povh, D.Retzmann, E. Teltschu, U. Kerin, R. Mihalic, "Advantages of Large AC/DC System Interconnections," Paper B4-304, CIGRE, 2006.
[7] CIGRE SC B4 Report. TB 604 2014 Guide for the Development of Models for HVDC Converters in a HVDC Grid, 2014
[8] CIGRE SC B4 Report. TB 388 2009 JWG B2/B4/C1.17 IMPACTS OF HVDC LINES ON THE ECONOMICS OF HVDC PROJECTS, 2009
[9] Energy interconnection between Lithuania and Poland. 2015. http://www.litpol-link.com/about-the-proj ect/international-proj ect/
[10] Raportul Bäncii Mondiale çi ESMAP "MOLDOVA. STUDIUL DE SECTOR AL OPTIUNILOR DE PIATÄ PENTRU ENERGIA ELECTRICA". Iunie 2015. 107 p.
Anexa 1. Datele de intrare pentru calcularea scenariilor Liniei de Bazä, sincron çi asincron.
1. Energia achizitionatä la barele DAF în anii 20082015; 2. Puterea maximä achizitionatä la barele DAF în anii 2008-2015; Creçterea cererii de energie dupä anul 2015; Creçterea medie a PIB-ului (mäsurat în conceptul paritätii puterii de cumpärare) în perioada anilor 2001-2013 - 3,26%; Elasticitatea Cererea de energie/PIB - 0,64%; Creçterea Factorul de sarcinä - 0,5%/an; Pierderile de energie în reteaua de transport; Creçterea Cursului de schimb valutar; Investitiile anuale în retelele de distributie; Rata de rentabilitate a investitiilor în reteaua de distributie în 2013 - 14,49%; Descreçterea anualä a ratei de rentabilitate pentru investitiile în retelele de distributie - 2%; Rata de rentabilitate a investitiilor în retelele de transport în 2013 çi aplicate interconexiunilor cu România - 8,95%; Descreçterea Ratei de rentabilitate a investitiilor în retelele de transport, inclusiv aplicate investitiilor în interconexiunile cu România - 1,5%/an; Rata de rentabilitate asupra investitiilor în centrale electrice (în afarä de Sursele regenerabile de energie) - 10%; Anul în care are loc racordarea la ENTSO-E (sincronä çi asincronä) - 2020; inflatia anualä - 4%; Date pentru centralele de tip CTE, ciclu combinat pe gaze, condensatie pe cärbune: pretul gazului în 2013 - 380$/1000m3; creçterea pretului gazului - -0,892%-an (scenariul de bazä); perioada de viatä a
instalatiilor electrice de transport - 40 ani; Puterea maximà a noilor centrale electrice - 950 MW; Investitiile specifice în centrale ciclu combinat (CCPP)/ centrale pe càrbune (CPP) - 1000/2100 $/kW; perioada de viatà a centralelor ciclu combinat çi CET - 25 ani; Capacitatea CET-3 (substituie CET-2) - 250MW; Timpul utilizàrii puterii maxime al CET-3 - 6500h; Randamentul maxim al CET-3 - 88%; Investitiile specifice în CET-3 - 1150 $/kW; Randamentul ciclului combinat la capacitatea maximà (Pm) çi 50%Pm -58%/49%; Capacitatea grupurilor pe càrbune -400MW; Randamentul grupurilor pe càrbune la capacitatea maximà (Pm) çi 50%Pm - 46%/36%; Pretul càrbunelui de 6100kcal/kg în 2013 - 120 $/tonà cu creçtere anualà de 0,5%/an; Ponderea energiei produse pe càrbune în SS-1 - 57,1%; Investitiile în retele de transport de la investitiile aplicate dezvoltàrii centralelor electrice în SS -2,5%; Timp în reparatie a CCPP/CPP - 15/40 zile/an; Rata de întrerupere fortatà a CCPP/CPP -5/5,53 %; Investitii în sistemul GRANIT - 2,274 mil$/an cu perioada de depreciere de 10 ani; Depàçirea pierderilor de energie în instalatia BtB de tehnologia VSC fatà de LCC - cu 2%; ' Valoarea puterii disponibile a SRE - 2%; Deficitul de putere în 2033 în lipsa dezvoltàrii surselor proprii de energie, iar creçterea PIB-ului fiind de 3,26% pe an
- 870 MW; Acoperirea deficitului de 870 MW din sursele proprii sau import din România în anul 2020
- 67%, iar în 2027 - 33%; Pretul vânzàrii reducerii de CO2 pe piatà în 2013 - 10 $/tCO2, cu creçtere de 1$/tCO2/an; Puterea maximà a SRE càtre 20202033 - 150 MW, pretul energiei acestora - conform deciziilor în vigoare ale ANRE. Date aferente BtB: Investitii specifice - 257 $/kW; Costurile de întretinere çi exploatare - 1,5%/an de la investitii; Perioada de depreciere - 20 ani. Date privind energia din import: pretul energiei în 2016 - 4,9 centi/kWh, creçtere 1%/an. Date statii de transformare (ST): investitii specifice în autotransformatoare - 10 $/kW; Alt echipament la ST - 2,2 mil $; Investitia pentru o celula 330-400 kV - 1,1 milioane $; Perioada de depreciere - 30 ani; Investitia specificà într-o ST 330/110 kW 125 MW- 24$/kW, iar în ST 400/110kV - 29,1 $/kW. Investitii în linii de transport 110-400kV - conform /1/; Alte costuri aferente calculàrii tarifelor -conform Metodologiilor tarifare în vigoare çi Actelor normative aprobate de ANRE.
Date despre autor.
Comendant Ion. Näscut în 1949, doctor în çtiinte din 1981, colaborator çtiintific coordonator la IE A§M. Autor a peste 100 publicatii. Domeniul de activitate: dezvoltarea surselor de energie, reglementärea çi eficienta energeticä, tarifele, studii economice, reducerea de emisii CO2, piata energeticä. E-mail: icomendant@gmail.com
