HG nr. 943/2020
pentru aprobarea măsurilor privind nivelul de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului electroenergetic național, precum și a măsurilor în legătură cu realizarea stocurilor de siguranță ale Sistemului electroenergetic național în ceea ce privește combustibilii și volumul de apă din lacurile de acumulare pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021
prezumat în vigoare
Legături cu alte acte
Ce face acest act
Are ca temei 1
- Decizia nr. 675/2020 29 septembrie 2020 referitoare la excepția de neconstituționalitate a dispozițiilor art. 1 , art. 3-5 , art. …
În temeiul
art. 108 din Constituția României, republicată , și al
art. 6 lit. o) din Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012 , cu modificările și completările ulterioare,
Guvernul României adoptă prezenta hotărâre.
Articolul 1
Se constituie Comandamentul energetic de iarnă, având, în principal, următoarele obiective:
a)
monitorizarea funcționării Sistemului electroenergetic național și a Sistemului național de transport al gazelor naturale în perioada noiembrie 2020-martie 2021;
b)
identificarea situațiilor de disfuncționalitate ce pot apărea în sectorul de energie și în cel de gaze naturale în perioada noiembrie 2020-martie 2021 și stabilirea măsurilor operative, altele decât cele administrative, privind nivelul de siguranță și securitate în funcționarea Sistemului electroenergetic național și a Sistemului național de transport al gazelor naturale, precum și a măsurilor operative privind stocurile de combustibil;
c)
informarea Guvernului, ori de câte ori situația o va impune, asupra măsurilor prevăzute la
lit. b) , precum și a problemelor ce nu pot fi soluționate în cadrul Comandamentului energetic de iarnă.
Măsurile aprobate prin prezenta hotărâre sunt în temeiul
art. 6 lit. o) din Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012 , cu modificările și completările ulterioare, sunt în competența autorităților și instituțiilor publice competente în domeniul energiei, nominalizate în cadrul Comandamentului energetic de iarnă.
Articolul 2
Comandamentul energetic de iarnă se compune din reprezentanți ai instituțiilor și autorităților publice competente în domeniul energiei, precum și operatori economici din sectorul energiei electrice și al gazelor naturale, nominalizați în
anexa nr. 1 .
Articolul 3
Componența nominală a Comandamentului energetic de iarnă se stabilește prin ordin al ministrului economiei, energiei și mediului de afaceri în termen de 15 zile de la data intrării în vigoare a prezentei hotărâri.
Fiecare structură din componența Comandamentului energetic de iarnă comunică Ministerului Economiei, Energiei și Mediului de Afaceri reprezentanții nominalizați în termen de 5 zile de la data intrării în vigoare a prezentei hotărâri.
Articolul 4
Se aprobă analiza estimativă și măsurile privind funcționarea Sistemului electroenergetic național în perioada noiembrie 2020-martie 2021, prevăzute în
anexa nr. 2 .
Articolul 5
Anexele nr. 1
și
2
fac parte integrantă din prezenta hotărâre.
PRIM-MINISTRU LUDOVIC ORBAN Contrasemnează: p. Ministrul economiei, energiei și mediului de afaceri, Daniela Nicolescu, secretar de stat p. Ministrul lucrărilor publice, dezvoltării și administrației, Augustin-Cătălin Iapă, secretar de stat Ministrul mediului, apelor și pădurilor, Mircea Fechet București, 5 noiembrie 2020. Nr. 943.
Anexa 1 COMPONENȚA
Comandamentului energetic de iarnă
Ministerul Economiei, Energiei și Mediului de Afaceri
Ministerul Lucrărilor Publice, Dezvoltării și Administrației
Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei
Ministerul Mediului, Apelor și Pădurilor
Administrația Națională Apele Române
Operatorii de transport și sistem:
Compania Națională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A.
Societatea Națională de Transport Gaze Naturale „Transgaz“ - S.A. Mediaș
Operatori economici din sectorul energie și gaze naturale:
Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale „Hidroelectrica“ - S.A.
Societatea Națională „Nuclearelectrica“ - S.A.
Societatea Complexul Energetic Oltenia - S.A.
Societatea Complexul Energetic Hunedoara - S.A.
Societatea Electrocentrale București - S.A.
Societatea Națională de Gaze Naturale „Romgaz“ - S.A.
Societatea OMV Petrom - S.A.
Societatea Energetică Electrica - S.A. București
Societatea E-Distribuție Muntenia - S.A.
Societatea Distribuție Oltenia - S.A.
Societatea DelgazGrid - S.A.
Societatea E-ON Gaz Furnizare - S.A.
Societatea Engie - S.A.
Societatea Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale Opcom - S.A.
Anexa 2 ANALIZA ESTIMATIVĂ ȘI MĂSURILE
privind funcționarea Sistemului electroenergetic național în perioada noiembrie 2020-martie 2021
Prezentul document are ca obiective principale evaluarea consumului intern de energie electrică și termică în cogenerare al țării în perioada noiembrie 2020-martie 2021, pentru satisfacerea acestuia în condiții de calitate și siguranță în alimentare și funcționare sigură și stabilă a Sistemului electroenergetic național (denumit în continuare SEN), stabilirea resurselor energetice necesare, precum și evaluarea resurselor financiare aferente.
A.
Estimarea balanței producție - consum de energie electrică și termică în cogenerare pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021
A1.
Consumul brut de energie În perioada noiembrie 2019-martie 2020, temperaturile medii înregistrate au fost mai mari decât mediile lunare multianuale în tot intervalul, iarna 2019-2020 fiind mult mai caldă decât în mod normal. Cea mai mare abatere față de temperatura medie multianuală s-a înregistrat în noiembrie, respectiv o temperatură mai mare cu 4,9°C.
Tabelul nr. 1 - Valorile medii lunare ale temperaturilor înregistrate în ultimii 5 ani în lunile de iarnă și norma climatologică standard
[°C]
Norma
Luna/Anul
2015
2016
2017
2018
2019
3,8
Noiembrie
7
3,5
5
4,7
8,7
–0,8
Decembrie
2,8
–2
1,5
–0,8
2,3
–2,1
Ianuarie
0,1
–2,3
–6
0
–2,1
–1
Februarie
14
4,7
0,5
–0,7
1,5
3,5
Martie
5,6
3,5
6,9
2,4
6,4
Tabelul nr. 2 - Valorile consumului intern brut de energie electrică realizate în ultimii 6 ani în lunile de iarnă
[GWh]
Luna/Anul
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Noiembrie
5019
5258
5277
5340
5091
5195 ^p
Decembrie
5242
5638
5502
5733
5391
5500 ^p
Ianuarie
5551
5630
5896
5671
5819
5593
Februarie
4979
4971
5177
5313
5178
5141
Martie
5176
5135
5204
5769
5266
5093
Tabelul nr. 3 - Valorile consumului, producțiilor la vârf și temperaturilor realizate în perioada noiembrie 2019-martie 2020
Luna
Noiembrie
2019
Decembrie
2019
Ianuarie
2020
Februarie
2020
Martie
2020
Consumul intern brut de energie electrică
[GWh]
5.091
5.391
5.593
5.141
5.093
Vârful maxim
valoare medie orară
[MW]
8.916
9.154
9.335
8.963
8.560
Temperatura medie lunară realizată
[°C]
8,7
2,3
–0,7
2,9
5,8
Temperatura medie lunară, norma climatologică
[°C]
3,8
–0,8
–2,1
–1
3,5
Abaterea față norma climatologică standard
[°C]
4,9
3,1
1,4
3,9
2,3
Vârful maxim de producție
[MW]
9.305
9.101
9.559
9.007
9.052
Pentru estimarea consumului brut de energie electrică al țării aferent perioadei noiembrie 2020-martie 2021, ținând cont că există, în continuare, un nivel ridicat de incertitudine privind evoluția economică din țara noastră și a pandemiei de coronavirus, precum și al prognozelor meteorologice cu orizont mediu și mare de timp, Dispecerul Energetic Național (denumit în continuare DEN) a prognozat un scenariu similar perioadei noiembrie 2019-martie 2020 actualizat prin corecții pe baza influenței temperaturilor medii lunare. Prin urmare, DEN a considerat o creștere a mediei consumului intern brut de energie electrică cu cca 1,5% față de valorile înregistrate în perioada similară a anului anterior.
Pentru aceeași perioadă, respectiv noiembrie 2020-martie 2021, Comisia Națională de Strategie și Prognoză (denumită în continuare CNSP) a prognozat un consum mediu cu 3,1% mai mic decât valorile înregistrate în perioada similară a anului precedent.
Având în vederea evoluția consumului de energie electrică de la începutul pandemiei de coronavirus și până în prezent, la elaborarea balanței producție-consum de energie electrică, Departamentul pentru Energie din cadrul Ministerului Economiei, Energiei și Mediului de Afaceri (denumit în continuare MEEMA) a luat în considerare un nivel al consumului de energie electrică similar cu cel realizat în perioada de iarnă 2019-2020.
Tabelul nr. 4 - Consumul intern de energie electrică -
valori estimate -
medii lunare
Luna
Noiembrie 2020
Decembrie
2020
Ianuarie
2021
Februarie
2021
Martie
2021
Prognoză DEN
[GWh]
5.195
5.500
5.650
5.115
5.245
Prognoză CNSP
[GWh]
4.855
5.170
5.390
4.995
5.095
Realizat [GWh]
noiembrie 2019 - martie 2020
5.091
5.391
5.593
5.141
5.093
A2.
Producția de energie electrică și termică în cogenerare În cadrul balanței de energii estimate pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021 au fost incluși producătorii de energie electrică și producătorii de energie electrică și termică în cogenerare cu unități dispecerizabile și o parte dintre producătorii de energie electrică și termică în cogenerare aferenți unităților administrativ-teritoriale.
Producțiile estimate și comunicate de producătorii clasici de energie electrică și de energie electrică și termică în cogenerare s-au bazat pe bugetele de venituri și cheltuieli aprobate, respectiv pe contractele de vânzare a energiei electrice aflate în derulare sau care se estimează a fi încheiate.
Pentru producțiile aferente centralelor electrice din surse regenerabile s-au estimat valori similare cu cele din sezonul anterior în centralele eoliene, fotovoltaice și în cele care funcționează pe biomasă.
A3.
Soldul de schimb de energie electrică Pornind de la evoluția schimburilor transfrontaliere din ultimul an în ceea ce privește soldul import-export pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021, DEN a estimat un sold de import pentru fiecare lună.
Comisia Națională de Strategie și Prognoză a estimat, de asemenea, un sold de import pentru întreaga perioadă.
Tabelul nr. 5 - Valorile soldului de schimb export-import, respectiv „+“ pentru import; „–“ pentru export
Sold export-import
[GWh]
Noiembrie
2019
Decembrie
2019
Ianuarie
2020
Februarie
2020
Martie
2020
Cumulat
Estimare
DEN
150
150
200
200
250
950
CNSP
225
235
265
190
175
1.090
Având în vedere că scenariul prognozat de DEN prevede o creștere a mediei consumului intern brut de energie electrică cu cca 1,5% față de valorile înregistrate în perioada similară anului anterior, creștere care, în condițiile pandemiei, este posibil să nu se realizeze, există posibilitatea ca importul de energie electrică să nu fie necesar pentru acoperirea consumurilor de energie electrică pe toate intervalele de tranzacționare. Acest lucru nu înseamnă însă neapărat că importurile vor fi mai reduse, acestea putând să se realizeze la nivelul prognozat sau chiar mai mare, în condițiile unui preț mai mic din exterior față de prețul energiei produse în țară.
A4.
Balanța producție internă - consumul intern - soldul de schimb de energie electrică Tabelul nr. 6 - Balanța producție - consum de energie electrică
Producția și consumul brut de energie electrică
Producția și consumul brut de energie electrică
Prognoza valorilor medii lunare pentru perioada
noiembrie 2020-martie 2021
UM
Noiembrie 2020
Decembrie 2020
Ianuarie
2021
Februarie
2021
Martie
2021
Cumulat
TOTAL PRODUCȚIE S.E.N. PROGNOZATĂ
mii MWh
5.196,395
5.515,689
5.223,856
5.158,151
5.426,619
26.520,709
MW
7.217,215
7.413,561
7.021,311
7.675,820
7.293,842
7.318,077
CĂRBUNE
mii MWh
948,266
1.013,816
882,937
838,068
872,628
4.555,715
MW
1.317,036
1.362,656
1.186,743
1.247,125
1.172,887
1.257,096
HIDROCARBURI*
mii MWh
1.323,969
1.456,553
1.460,575
1.322,267
1.080,076
6.643,439
MW
1.838,845
1.957,733
1.963,138
1.967,659
1.451,715
1.833,179
NUCLEAR
mii MWh
1.010,160
1.045,320
1.042,344
942,816
1.043,915
5.084,555
MW
1.403,000
1.405,000
1.401,000
1.403,000
1.403,112
1.403,023
SURSE REGENERABILE
din care
mii MWh
1.914,000
2.000,000
1.838,000
2.055,000
2.430,000
10.237,000
MW
2.658,333
2.688,172
2.470,430
3.058,036
3.266,129
2.824,779
în centrale hidroelectrice**
mii MWh
1.041,000
1.142,000
1.073,000
1.100,000
1.387,000
5.743,000
MW
1.445,833
1.534,946
1.442,204
1.636,905
1.864,247
1.584,713
în centrale eoliene
mii MWh
770,000
756,000
639,000
808,000
854,000
3.827,000
MW
1.069,444
1.016,129
858,871
1.202,381
1.147,849
1.056,015
în centrale fotovoltaice
mii MWh
62,000
64,000
81,000
103,000
147,000
457,000
MW
86,111
86,022
108,871
153,274
197,581
126,104
în centrale pe biomasă
mii MWh
41,000
38,000
45,000
44,000
42,000
210,000
MW
56,944
51,075
60,484
65,476
56,452
57,947
CONSUM BRUT ȚARĂ***
mii MWh
5.091,000
5.391,000
5.593,000
4.963,000
5.093,000
26.309,000
MW
7.070,833
7.245,968
7.517,473
7.130,747
6.845,430
7.163,103
ACOPERIRE CONSUM BRUT ȚARĂ***
mii MWh
105,395
124,689
–369,144
195,151
333,619
211,709
MW
146,382
167,593
–496,161
280,389
448,413
58,034
* Inclusiv valorile aferente puterilor medii maxime lunare ce pot fi atinse în funcție de parametrii atmosferici, la centralele la care, în scenariul de acoperire a vârfului de sarcină, producția acestora este zero.
** Valorile includ și producția aferentă autoproducătorilor, precum și a centralelor de la Porțile de Fier I și II. În funcție de evoluția situației hidrologice, valorile pot suferi modificări.
*** În ipoteza MEEMA.
Cumulat pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021 se constată că valorile producției de energie electrică prognozate de producători a fi realizate în intervalul de referință sunt relativ apropiate de valorile de consum estimate. Analizând valorile estimative medii lunare și având în vedere evoluția producției interne de energie electrică din iernile a anterioare, se constată că închiderea balanței producție - consum va fi sensibil influențată de producțiile din surse regenerabile și că, în condiții meteorologice deosebite, pot exista perioade de neacoperire a vârfurilor de consum de energie electrică din producția internă, în special în luna ianuarie 2021.
A5.
Balanța producție - consum la vârful de sarcină Pentru vârfurile de sarcină previzionate pentru iarna 2020-2021, DEN a luat în considerare două scenarii privind adecvanța SEN, respectiv acoperirea consumului intern de energie electrică la vârful de sarcină, într-un scenariu moderat și unul pesimist, conform tabelului nr. 7.
În evaluarea scenariilor s-au luat în considerare două ipoteze, pesimist și moderat, astfel:
a)
condiții meteorologice deosebite, caracterizate de 7 ÷ 10 zile geroase, cu temperaturi negative cuprinse între –15°C ÷ –20°C, care conduc la lipsa producției în centralele electrice eoliene în scenariul pesimist, respectiv la o producție scăzută, de 500 MW, în scenariul moderat;
b)
consumul mediu orar maxim prognozat de 9.700 MW, în scenariul pesimist, și de 9.500 MW, în scenariul moderat, considerat la vârful de consum de seară, când producția în centralele electrice fotovoltaice este nulă;
c)
soldul schimburilor externe ale SEN, având în vedere contextul actual, s-a considerat în analiza de acoperire a sarcinii fără valori de export de energie electrică. Soldul SEN a devenit predominant de import, mai ales în condițiile și ipotezele acoperitoare din punctul de vedere al riscului, luate în calcul. Astfel, pentru scenariul pesimist s-a evaluat un sold comercial egal cu zero, iar pentru scenariul moderat s-a luat în calcul un sold de import de 500 MW.
Din punctul de vedere al Rețelei electrice de transport, capacitatea maximă de transfer de interconexiune pentru sezonul rece se va situa în jurul valorilor medii de 2.000 MW la export, respectiv de 2.200 MW la import.
A fost analizată fiecare centrală electrică clasică pentru a i se determina structura de producție și capabilitatea de a participa la acoperirea consumului, la asigurarea rezervelor tehnologice de sistem - rezerva terțiară lentă, rezerva terțiară rapidă și banda de reglaj secundar. Au fost luate în considerare doar grupurile disponibile din punct de vedere tehnic, nu și grupurile care sunt indisponibile de lungă durată, din motive tehnice, comerciale și de mediu.
În ceea ce privește grupurile energetice funcționând pe gaze naturale, față de anii precedenți, nu s-a mai considerat ipoteza lipsei gazelor naturale în condițiile meteorologice specifice scenariilor evaluate, având în vedere nivelul de funcționalitate atins de piața gazelor naturale, dezvoltarea sistemului de înmagazinare și experiența iernii trecute.
Tabelul nr. 7 - Balanța prognozată producție - consum de energie electrică pentru vârful de sarcină
Scenariul moderat
Total,
[MW]
Producție
9.550
Rezervă
1.960
din care
cărbune
2.250
1.300
hidrocarburi
2.000
160
hidro
3.400
500
nuclear
1.400
0
eoliene
500
0
fotovoltaice
0
0
Consum intern
9.500
-
Sold export (–) import (+) 500
500
-
Diferența care se acoperă din rezervă
–50
Rezerva rămasă
2.510
Necesar rezervă minimă funcționare
1.000
Excedent (+) / Deficit (–) de rezervă în SEN pentru sold import 500
1.510
Scenariul pesimist
Total,
[MW]
Producție
8.220
Rezervă
1.980
din care
cărbune
2.320
1.10
hidrocarburi
2.000
16
hidro
2.500
700
nuclear
1.400
0
eoliene
0
0
fotovoltaice
0
0
Consum intern
9.700
-
Sold export (–) import (+) 0
0
-
Diferența care se acoperă din rezervă
1.480
Rezerva rămasă
500
Necesar rezervă minimă funcționare
1.000
Excedent (+)/Deficit (–) de rezervă în SEN pentru sold 0
–500
Se constată că în ambele scenarii curba de sarcină se poate acoperi din producția internă și din importul de energie electrică. În scenariul moderat nu apar probleme de adecvanță, pe lângă acoperirea curbei de consum rămânând o rezervă în sistem acceptabilă. În scenariul pesimist, acoperirea curbei de consum nu este afectată, dar volumul rezervei din sistem se diminuează la o valoare de cel mult 500 MW, sub valoarea necesară de 1.000 MW.
A6.
Producția de energie termică a principalilor furnizori de căldură, producători de energie termică în cogenerare În cazul energiei termice, estimările primite din partea centralelor care furnizează agent termic pentru populație, producători de energie electrică în cogenerare, acoperă un consum mediu de energie termică de 6,8 mil Gcal.
Tabelul nr. 8 - Prognoza producției de energie termică pentru a fi livrată în principalele centrale termoelectrice și termice
Producția de energie termică
Noiembrie 2020-martie 2021
Noiembrie 2020
Decembrie 2020
Ianuarie 2021
Februarie 2021
Martie 2021
[mii Gcal]
1.142,939
1.537,671
1.633,846
1.298,997
1.182,994
A7.
Estimarea balanței stocurilor de combustibili și volumele de apă din principalele acumulări energetice pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021
A7.1.
Combustibili Având în vedere stocurile necesar a fi constituite conform reglementărilor în vigoare, precum și cantitățile de energie electrică și energie termică în cogenerare prognozate a fi produse în intervalul noiembrie 2020 - martie 2021, de 26.520 mii MWh și, respectiv, 6,8 mil. Gcal, achiziția, consumul și stocurile de combustibili la finele lunilor de analiză sunt estimate după cum urmează în tabelul următor:
Tabelul nr. 9 - Estimarea privind achiziția și consumul de combustibili în principalele centrale termoelectrice și termice
Achiziția și consumul
de combustibili
U.M.
Noiembrie 2020
Decembrie 2020
Ianuarie 2021
Februarie 2021
Martie 2021
Cumulat
Achiziții de combustibili
Cărbune
mii tone
1.442,207
1.219,263
1.151,335
1.267,96
1.476,335
6.557,1
Gaze
mil. mc
214,8
265,8
278,6
233,8
225,1
1.218,0
Păcură
mii tone
1
0,5
0
0
0
1,5
Biomasă
mii tcc
7,700
7,700
7,700
7,700
7,700
38,500
Consum de combustibili
Cărbune - inclusiv
din import
mii tone
1.505,3
1.588,8
1.414,7
1.347,4
1.408,7
7.264,9
Gaze
mil. mc
327,3
382,9
392,7
341,5
264,5
1.709,0
Păcură
mii tone
0,227
3,514
3,844
2,189
0,216
9,991
Biomasă
mii tcc
7,500
8,800
8,600
8,700
7,400
41,000
A7.2.
Volumul de apă din principalele lacuri de amenajare În baza prognozei meteorologice elaborate de Administrația Națională de Meteorologie și a prognozei hidrologice realizate de Institutul Național de Hidrologie și Gospodărire a Apelor, Administrația Națională „Apele Române“ (denumită în continuare ANAR), în calitate de administrator al apelor din domeniul public al statului, a elaborat Prognoza valorilor minimale ale stocurilor de apă din principalele lacuri de acumulare pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021. Analizând estimările ANAR și ținând cont de faptul că prognozele elaborate pe o perioadă lungă de timp sunt caracterizate printr-un grad redus de realizare, rezervele de apă din principalele lacuri de amenajare au fost estimate luând în considerare asigurarea în mod continuu a cerințelor de apă pentru populație și a altor cerințe social-economice esențiale, precum și necesarul resursei hidro în balanța producției - consum de energie electrică. În tabelul următor sunt prezentate volumele minimale de apă, corespunzătoare sfârșitului de lună, în principalele acumulări energetice.
Tabelul nr. 10 - Rezervele de apă corespunzătoare sfârșitului de lună
Perioada
Noiembrie 2020
Decembrie 2020
Ianuarie 2021
Februarie 2021
Martie 2021
Acumulări energetice
V_NNR
V_brut
c.u.
V_brut
c.u.
V_brut
c.u.
V_brut
c.u.
V_brut
c.u.
Bazin hidrografic (B.H.)
mil. mc
mil. mc
%
mil. mc
%
mil. mc
%
mil. mc
%
mil. mc
%
Vidraru (B.H. Argeș)
450,6
315
70
306
68
287
64
262
58
240
53
Izvorul Muntelui (B.H. Bistrița)
1.122,0
496
44
348
31
291
26
229
20
227
20
Vidra (B.H. Lotru)
340,3
191
56
190
56
183
54
150
44
90
26
Fântânele (B.H. Someș)
212,9
140
66
113
53
112
53
100
47
87
41
Drăgan (B.H. Crișul Repede)
112,0
68
61
54
48
54
48
52
46
46
41
Oașa (B.H. Sebeș)
123,1
74
60
55
45
53
43
52
42
48
39
Valea lui Iovan (B.H. Cerna)
120,0
80
67
69
58
65
54
56
47
48
40
Gura Apelor (B.H. Râul Mare)
165,2
75
45
53
32
50
30
39
24
34
21
Siriu (B.H. Buzău)
68,3
41
60
40
59
39
57
33
48
30
44
Poiana Mărului (B.H. Bistra Mărului)
90,0
65
72
48
53
46
51
39
43
31
34
Pecineagu (B.H. Dâmbovița)
63,0
30
48
30
48
30
48
30
48
30
48
Râușor (B.H. Târgului)
52,3
36
69
33
63
33
63
32
61
30
57
V_NNR = volumul brut corespunzător nivelului normal de retenție.
c.u. = coeficient de umplere corespunzător volumelor brute.
A8.
Stocuri Tabelul nr. 11 - Stocurile estimate a fi constituite până la nivelul lunii noiembrie 2020
Cărbune
mii tone
1.315,2*
Păcură
mii tone
22,8
Gaze naturale
mii MWh
20.542**
Rezerva de energie echivalentă în principalele lacuri
mii MWh
2.000***
* Inclusiv cărbune din import.
** Conform Deciziei președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 675/2020*) privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenței de furnizare a gazelor naturale are obligația de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană până la data de 31 octombrie 2020.
*) Decizia președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 675/2020 nu a fost publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I.
*** Media ultimilor 5 ani.
Tabelul nr. 12 - Estimarea evoluției stocurilor de combustibil la sfârșitul fiecărei luni
Stoc de combustibili
[mii tone]
Noiembrie 2020
Decembrie 2020
Ianuarie 2021
Februarie 2021
Martie 2021
Cărbune
1.274,1
942,0
601,5
524,4
580,8
Păcură
23,6
20,5
17,0
14,8
14,5
Biomasă
7,2
6,1
5,2
4,2
4,5
Tabelul nr. 13 - Valorile minime ale energiei echivalente și gradul de umplere în marile lacuri de acumulare la sfârșitul fiecărei luni
Energie echivalentă
[mii MWh]
Octombrie 2020
Noiembrie 2020
Decembrie 2020
Ianuarie
2021
Februarie 2021
Martie
2021
1.670
1.561
1.271
1.167
954
734
Coeficient de umplere*
[%]
54,3
49,4
38,8
35,0
28,4
23,2
* Corespunzător volumelor utile.
Operatorul economic producător de energie electrică în hidrocentrale are obligația de a monitoriza permanent nivelul stocurilor de apă, astfel încât să asigure în lacurile de acumulare, la sfârșitul fiecărei luni, o rezervă de energie mai mare sau cel puțin egală cu cea din tabelul nr. 13.
Prin exploatarea centralelor hidroelectrice, operatorul economic producător de energie electrică în hidrocentrale va urmări ca valorile volumelor de apă din amenajările hidroenergetice să se încadreze în Programele de exploatare a principalelor lacuri de acumulare ce vor fi elaborate lunar de către ANAR și reactualizate în cazul producerii unor modificări majore ale regimului hidrologic, în scopul satisfacerii cu prioritate a cerințelor de apă pentru populație și a altor cerințe social-economice esențiale.
În cazul unui deficit hidrologic accentuat, la solicitarea Comandamentului energetic de iarnă se vor conveni măsurile necesare astfel încât să nu fie pusă în pericol funcționarea sigură și stabilă a Sistemului electroenergetic național, în urma unor analize cu toți factorii implicați.
B.
Măsuri pentru derularea în bune condiții a activităților operatorilor economici pe perioada noiembrie 2020-martie 2021 Balanța de energie electrică, producția de energie termică produsă în cogenerare, achizițiile și stocurile de combustibili, precum și volumele de apă din marile amenajări hidroenergetice reprezintă scenariu orientativ care va putea suferi ajustări în funcție de cerințele de asigurare a securității în exploatare și stabilității în funcționare a Sistemului electroenergetic național, precum și în funcție de programele lunare de exploatare a principalelor lacuri de acumulare, în concordanță cu situațiile care pot apărea, fără a mai fi necesară actualizarea prezentului act normativ.
Pentru a se asigura un nivel de certitudine suficient de ridicat în acoperirea curbei de sarcină a SEN, chiar și la apariția unor situații-limită conform celor două scenarii evaluate, este necesară îndeplinirea unor măsuri și acțiuni de pregătire și monitorizare a funcționării SEN, după cum urmează:
a)
asigurarea resurselor primare la nivelul corespunzător funcționării tuturor instalațiilor disponibile din punct de vedere tehnic. Astfel:
a1)
realizarea stocurilor de cărbune suficiente la începutul perioadei de iarnă, în cazul centralelor funcționând pe cărbune; de asemenea, luarea măsurilor de pregătire necesare pentru asigurarea funcționării instalațiilor transportoare și a mijloacelor de transport (de exemplu, căi ferate) în condițiile prezumate în scenariile evaluate (de exemplu, temperaturi scăzute, căderi abundente de zăpadă), astfel încât să se asigure alimentarea continuă cu cărbune a centralelor cu funcționare pe cărbune;
a2)
realizarea stocurilor de gaze naturale înmagazinate în depozite potrivit reglementărilor secundare în vigoare, precum și gestionarea acestora, în condițiile prezumate în scenariile evaluate, chiar dacă acestea apar la sfârșitul perioadei de iarnă, respectiv în lunile februarie-martie 2021;
a3)
gestionarea volumului lacurilor de acumulare, în conformitate cu programele lunare propuse și aprobate de către ANAR;
b)
asigurarea disponibilității tehnice a grupurilor generatoare și finalizarea tuturor reviziilor tehnice programate și accidentale a acestora, până la intrarea în perioada de iarnă;
c)
derularea activităților de exploatare și de extracție a cărbunelui din exploatările miniere și în perioada sărbătorilor de iarnă pentru ca stocurile de cărbune din centrale și din cariere să nu se diminueze în această perioadă;
d)
evitarea apariției de disfuncționalități în Sistemul național de transport gaze naturale, pentru ca problemele din acest sistem să nu impacteze Sistemul electroenergetic național;
e)
asigurarea funcționării instalațiilor de termoficare urbană în localitățile care beneficiază de sistem centralizat de încălzire pentru îmbunătățirea randamentului general, fapt care conduce atât la reducerea consumului de resurse primare, cât și la scăderea consumului de energie electrică la nivelul SEN;
f)
asigurarea cu prioritate a deszăpezirii căilor de acces feroviar și rutier (de exemplu, acces la mine, la sonde și la stații de gaze naturale, la depozite de gaze naturale, la stații electrice, la linii electrice aeriene, la centrale electrice regenerabile), pentru ca impactul asupra infrastructurilor energetice pe tot lanțul, producere - transport - distribuție - consum de energie electrică să fie minimizat.
În vederea funcționării și realizării producțiilor de energie electrică și termică produsă în cogenerare, prognozate în tabelele nr. 6 și 8, fiecare producător de energie electrică va lua măsuri pentru asigurarea unui flux continuu privind alimentarea cu combustibili, în conformitate cu producțiile estimate și comunicate, bazate pe bugetele de venituri și cheltuieli aprobate, respectiv pe contractele de vânzare a energiei electrice aflate în derulare sau care se estimează a fi încheiate pe piața de energie electrică.
În situații excepționale prevăzute de lege, pentru buna desfășurare a activității și a îmbunătățirii fluxului de combustibili, operatorii economici pot accesa, potrivit legislației în vigoare, combustibilii de la rezervele de stat.
În contextul implementării prevederilor reglementărilor europene, respectiv a codurilor de rețea, precum și a Regulamentului (UE) nr. 943/2019 privind piața internă de energie electrică și a Directivei (UE) nr. 944/2019 privind normele comune pentru piața internă de energie electrică și de modificare a Directivei 2012/27/UE, începând din data de 1.09.2020 se aplică noile principii și reguli privind funcționarea pieței de echilibrare și a piețelor aferente rezervelor de sistem - serviciilor tehnologice de sistem), în conformitate cu legislația secundară care transpune în practică prevederile regulamentelor europene -
Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 61/2020
pentru aprobarea
Regulamentului de programare
a unităților de producție dispecerizabile, a consumatorilor dispecerizabili și a instalațiilor de stocare dispecerizabile, a
Regulamentului de funcționare
și de decontare a pieței de echilibrare și a
Regulamentului de calcul
și de decontare a dezechilibrelor părților responsabile cu echilibrarea, cu modificările și completările ulterioare). Aceste modificări - cu precădere cele prin care se elimină obligativitatea participării/ofertării pe piața de echilibrare și a utilizării obligatorii în oferta de echilibrare numai a rezervelor contractate pe piața serviciilor tehnologice de sistem, precum și eliminarea limitelor de preț pentru ofertele pe piața de echilibrare – vor avea cu certitudine un impact asupra modului în care se asigură echilibrarea SEN și mai ales în care se asigură rezervele reale de echilibrare, impact care nu a putut fi evaluat din punct de vedere practic și care, în consecință, trebuie avut în vedere în evaluarea adecvanței pentru perioada de iarnă, în sensul asigurării unui nivel de disponibilitate acoperitor față de scenariile evaluate.
C.
Măsuri suplimentare de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului electroenergetic național În cazul situațiilor speciale care pot apărea în rețelele electrice de transport și distribuție cu ocazia manifestării unor fenomene meteorologice deosebite sau în situațiile în care apar defecțiuni, accidente sau avarii în instalații, operatorul de transport și de sistem, precum și operatorii de distribuție concesionari vor informa fără întârziere concedentul în legătură cu apariția sau iminența unor situații de natură să facă imposibilă alimentarea cu energie electrică în zonele afectate. De asemenea aceste informații vor fi transmise concomitent și Comandamentului pentru Situații de Urgență din cadrul Ministerului Afacerilor Interne.
În cazul în care volumele de gaze naturale necesare pentru acoperirea consumului producătorilor de energie electrică și termică sunt afectate de incidente care intră în sfera situațiilor de criză la nivel de urgență pe piața gazelor naturale, în conformitate cu prevederile legale în vigoare, se pot lua unele măsuri, pe perioadă limitată, pentru a menține siguranța și securitatea în funcționare atât a Sistemului electroenergetic național, cât și a Sistemului național de transport gaze naturale. Astfel, pentru menținerea parametrilor tehnici de funcționare a Sistemului național de transport gaze naturale și asigurarea necesarului de consum casnic, pot fi dispuse limitări privind consumul de gaze naturale ale centralelor termoelectrice și ale centralelor electrice de termoficare cu funcționare pe gaze naturale, potrivit reglementărilor legale în vigoare. Producătorii de energie afectați de această măsură și care au posibilitatea vor funcționa cu combustibil alternativ, respectiv cu păcură și/sau gaz furnal, având obligația de a constitui/contracta stocurile necesare suplimentare induse de această funcționare.
D.
Finanțarea programului de iarnă - Achiziție combustibili Tabelul nr. 14 - Necesarul total de finanțare a programului de iarnă aferent perioadei noiembrie 2020-martie 2021, pentru achiziția de combustibili
Operatori economici
Surse proprii, credite interne, subvenții
Producători de energie electrică și termică în cogenerare
3.000 mil. lei
-----
Textul este prelucrat automat din sursa indicată; numerotarea și legăturile pot conține erori. Referințele subliniate duc la actele citate, așa cum au fost identificate de noi.