În luna mai niște cetățeni, fani ai regenerabilelor, se bucurau bolând că avem prețuri negative la energia electrică, sparând că așa vor rămâne. Luna iulie a adus pe aceeși piață (pentru ziua următoare – PZU) prețuri de peste 4500 de lei.
În articolul de azi încerc să fac unele clarificări. Astfel am extras prețurile din OPCOM și situația sistemului energetic național (SEN) din site-ul Treanselectrica pentru a vedea exact ce s-a petrecut în zilele cu prețuri negative și cu prețuri maxime.
Cel mai mic preț – cea mai mică producție – cel mai mic consum
Cunoastem că avem un consum minim în zilele de weekend și de consum maxim doar în zilele de marți, miercuri și joi. Astfel prețuri minime au fost înregistrate în zilele de sfârșit de săptămână din luna mai. Consumul minim, de 3069 MWh, a fost în ziua de 5.05.2024 la ora 14, dar prețurile nu au scăzut decât până la aproximativ -4 lei / MWh.
Explicațiile sunt: în weekend și de sărbătorile legale economia nu lucrează, iar între 1 – 5 mai a fost o minivacanță, temperaturile au fost în jur de 25 de grade, deci nu au existat cerințe de încălzire sau răcire a mediului, după declanșarea crizei energetice în 2021, economia a început să se contracte, multe companii mici au fost închise iar companiile mari și-au redus producția.
Întâi trebuie să vedem cum arată producția și consumul de energie electrică :
Fig 1 – Producția și consumul în ziua de joi 1.05.2024 între orele de preț minim (sursa: Transelectrica)
Cea mai mică producție a fost tot în “mica vacanță de 1 mai”, pe 5 mai la ora 14.00, în care deasemenea au fost prețuri negative. Dar rămânem la ziua cu cel mai mic preț înregistrat, 1 mai. Din datele Transelectrica, prima observație este că și la cel mai mic consum, avem o producție mica și înregistram importuri. Producția pe cărbune, care este cea mai scumpă a fost destul de mică. La fel producția pe gaze. Nuclearul a mers cu un reactor. Regenerabilele au excelat, eolianul producând spre 900 MWh și fotovoltaicul ajungând la aproape 1000 MWh.
Cel mai mic preț inregistrat pe piața pentru ziua urmatoare (PZU) din toata istoria OPCOM a fost înregistrat de 1 mai 2024. Cum este posibil ca să existe prețuri negative în piață?
Să explicăm: OPCOM are mai multe piețe, piețele de contracte bilaterale ce se a adresează marilor producători și consumatori (industriali sau furnizorilor cu mulți consumatori casnici) și mai există piețele spot, cea pentru ziua următoare și intrazilnică (intraday).
Pe piețele contractelor bilaterale vând deobicei producătorii care au producție în bandă (continuă): nuclearul, gazul și cărbunele și cantități mici hidro. Pe piețele spot vând toți producătorii și acestea reprezintă un procent prea mare față de alte țări, peste 40%.
Regula pe PZU este prețul mic primează la vânzare (ca pe orice bursă), adică ordinea de vânzare este: fotovoltaic, eolian, hidro, nuclear, gaz și cărbune. Cu alte cuvinte dacă producătorii în bandă (securitari) nu își vând marfa din timp (pe piețele de gross) vor depinde de vânzarea în ultimul moment. Nuclearul nu poate vinde în ultimul moment deoarece oprirea și pornirea durează până la câteva zile. Rămân gazul și cărbunele. Și la aceste capacități oprirea și pornirea durează câteva ore, problema este că la orice oprire și pornire există consumuri mari energetice (care se traduc în pierderi) deoarece acest tip de capacități nu au fost gândite pentru opriri – porniri dese. Regula prețului mic la vânzare a făcut ca gazul și cărbunele să se oprească când bate vântul și strălucește soarele deoarece aceste capacități regenerabile produc cu prețuri mult mai mici. Asta înseamnă că de fapt capacitățile în bandă devin și ele capacități intermitente, trebuind să suplinească lipsa regenerabilelor. Tehnologiile vechi, existente la capacitățile în bandă securitare nu permit oprirea – pornirea repetată în timp destul de scurt fără a avea mari consumuri energetice. Deobicei dispeceratul energetic național (DEN) comandă oprirea și pornirea acestora cu pauze de câteva ore. Acest lucru înseamnă că temperatura și presiunea aburului din cazane trebuiesc menținute pentru ca turbinele să poată fie pornite la apusul soarelui sau la scăderea intensității vântului. Dacă oprirea este pentru căteva zile, atuci înseamnă o răcire a cazanelor generatoare de abur și o pornire de căteva ore (cam 12), ceea ce reprezintă o răcire și o încălzire de la zero la peste 1000 de garde și la o presiune de peste 100 de atmosfere.
Revenim la regenerabile: acestea beneficiază de o subvenție pentru fiecare MWh produs. Pe factura oricărui consumator vedem că se aplică o medie de 71, 91 lei / MWh (certificate verzi). Acet lucru înseamnă că orice producător de energie regenerabilă ce injectează în sistemul energetic național un MWh primește din buzunatul nostru 71,91 lei), rezultând că producătorul de energie regenerabilă poate vinde cu pret negativ de pana la -71.90 lei / MWh pentru a nu ieși în pierdere. Cu alte cuvinte cel mai mic preț ar trebui să fie acest -71,91 lei / MWh. Atunci de ce prețurile au scăzut și sub acest nivel?
Explicația este următoarea: Transelectrica mai gestionează o piață a dezechilibrelor, care este de fapt o piață a amenzilor. Aceste dezechilibre există deoarece România nu dispune de instalații de stocare a energiei electrice. Astfel avem dezechilibre negative unde se amendează producătorii care produc mai puțin decât au declarat și consumatorii care consumă mai mult decat au declarat. În această situație avem un deficit de energie electrică. Amenzile pentru surplusul de energie se dau când un producător produce mai mult sau un consumator consumă mai putin decat au declarat.
Tot din cauza regenerabilelor avem prețurile negative mai mic de -71.91 lei / MWh. Orice producător de energie regenerabilă poate produce dezechilibre deoarece vântul poate înceta oricând și apariția unui nor scade randamentul unui parc fotovoltaic. Pe piața de echilibrare a Transelectrica prețurile au variat de la o oră la alta, între -5000 lei și 17.000 lei. Pentru ca un producător de regenerabile să nu producă dezechilibre care ar putea să îl coste până la 17.000 lei / MWh, preferă ca să vândă energie la prețuri care au ajuns la -529,79 lei pe PZU.
Să exlicăm piețele și prețurile din OPCOM:
Să începem cu piața contractelor bilaterale cu negociere continua care este cea mai reprezentativă pentru tranzacțiile en gross. Pentru 1 mai 2024 am avut prețuri sub 400 lei / MWh. (datele aici)
Fig. 2 – Prețurile PZU în ziua de miercuri 1.05.2024 orele de preț minim (sursa: OPCOM)
Pe piața intraday prețul minim a fost de -636,87 lei în aceeași zi de 1 mai 2024 la ora 14.00. (rezultatele se găsesc aici)
Întotdeauana au fost diferențe de preț între piețele de gross și piețele cu tranzacționare (spot) pentru ziua următoare și în aceeași zi. Este normal deoarece se pot întâmpla diverse astfel încât să se dea planurile producătorilor sau consumatorilor peste cap. Dacă au previzionat un consum mai mare sau mai mic și nu îl vor realiza, atunci trebuie să vândă surplusul sau să cumpere deficitul, adică să echilibreze.
Dezechilibrele din 1 mai 2024, ziua cu cel mai mic consum nu au fost mari, sub 0.03% din totalul consumului. (tabelul poate fi consultat aici.) Prețurile de dezechilibru au fost însă mari: 6902,37 lei (între 3 și 4 dimineața) pentru producția deficitară și -5000 lei pentru productia în exces (între 14 și 15 și între 18 și 20).
Deci în data de 1 mai 2024 am avut o producție medie aproximativă de 4500 MWh / h cu un minim de 4301 MW, în situația în care consumul a fost minim 4500 MWh și media aproximativ 4700 MWh, ceea ce a insemnat că am avut un deficit destul de mic și am importat în medie 220 MWh cam în fiecare oră.
Prețul unui MWh a fost pe piața contractelor bilaterale cu furnizare continuă aproximativ 400 lei, pe piața pentru ziua următoare am avut un preț negativ de -529 lei, pe piața intrazilnica un pret negativ de -636 lei și pe piața de echilibrare un maxim de 6900 lei pentru deficit de productie și -5000 lei pentru exces de producție.
Pe aceste piețe se tranzacționează aceeași marfă dar în condiții și după reguli diferite. Logic este ca prețurile să se egalizeze.
Preț mare – consum mare
Să ne uităm și în ziua cu cel mai mare pret pe PZU, 18 iulie 2024.
Fig 3 – Producția și consumul în ziua de joi 18.07.2024 în orele de pret maxim (sursa: Transelectrica)
Cel mai mare consum a fost de 8385 MWh între 20.00 și 21.00. Ziua a fost una dintre cele mai călduroase când instalațiile de condiționare a aerului au funcționat din plin. În această perioadă orară consumul casnic crește oricum, dar necesitatea de a face răcoare în apartamente a dus la acest consum maxim. Consumul a fost de trei ori mai mare decât consumul minim de care scriam mai sus înregistrat in 5.05.2024.
Producția a fost de asemenea mare, situându-se la o medie de 7500 MWh. Componentele producției din această perioadă orară sunt: aproape 1300 MWh proveniți din cărbune, 1300 MWh proveniți din gaze, cele doua reactoare de la Cernavodă injectând și ele aproape 1300 MWh, eolianul nu a prea funcționat, generând între 200 și 775 MWh și evident că la acea oră solarul nu a avut cum să funcționeze. Fiind o oră de vârf când nici importuri nu se pot face observăm că orice MW din instalațiile securitare a fost stors. Capacitatile Hidroelectrica au ținul în piciare SEN cu până la 3300 MWh, ceea ce este un record.
Lipsa de capacitati de generare a dus la prețuri imense pe piețele spot PZU și Intraday :
Fig. 4 – Prețurile PZU în ziua de 18.07.2024 orele de preț maxim (sursa: OPCOM)
Pe piața intrazilnică pretul maxim a fost 5.961,72 lei la aceeași oră 20 – 21.
Fig. 5 – Rezultatele tranzacțiilor pe piața intraday pentru zilele de 18 și 19 iulie 2024 (sursa: OPCOM)
Trebuie specificat că pe piețele de contracte bilaterale au existat prețuri între 500 și 600 lei. Prețurile din piața de echilibrare a Transelectrica încă nu au fost făcute publice până la data redactării dar presa a relatat că aceastea au atins maxime între 16.000 și 17.000 lei.
Explicații la “de ce plătim mai mult?“
Am spus că nu există capacități de producție care să acopere cererea de consum. Decidenții s-au lăudat că anul trecut România a exportat mai mult decât a importat dar de fapt a scăzut producția industrială și nu a crescut producția de energie electrică. (un alt articol bun este aici) La sfârșitul lui 2023 am enumerat în 30 de puncte de ce energia este mai scumpă în România. Nu s-a schimbat nimic.
Anul acesta este un an atipic cu mari perturbări în producție și la prețurile din piață. Cum este posibil ca cererea de consum într-o zi de weekend din mai să fie de trei ori mai mică decât cererea de consum dintr-o zi lucrătoare din iulie ? Cum e posibil ca să avem diferențe de preț de la -5000 lei la +17000 lei pe piața de echilibrare și diferențe de pret pe pietele spot tot de multe mii de lei? Unde este predictibilitatea industriei energetice românești ?
Revenind la discrepanțele din ultimile trei luni: în primul rand observăm că avem un deficit de capacități de producție de energie securitară (nuclear, gaz și cărbune).
În al doilea rând, din cele două tabele ale producției, privind cu atenție, deducem că dacă nu există o producție din regenerabile se dau drumul prodycției cu capacitățile ce ofera energie sigură (gaz și cărbune), despre care am scris mai sus că devin intermitente din cauza regenerabilelor și produc mai scump.
Neexistând instalații de stocare (cei 7 MW puși în funcțiune nu reprezintă nimic) există dezechilibre care au ajuns să coste excesiv de mult.
De asemenea piețele menționate sunt prost organizate și pe piețele contractelor bilaterale și pe piețele spot se tranzacționeaza energie intermitentă și energie securitară, marfuri care de fapt sunt două produse diferite.
Am scris (și nu sunt singurul!) că introducerea CfD-urilor pe potențialele capacități de producție regenerabilă va deregla piața deoarece este inacceptabil ca un MWh produs de eoplian sau solar să coste peste 90 euro (450 lei), atăt cât garanteaza statul român.
Reamintesc că am calculat prețul real al unui MWh consumat în 2023, acesta fiind în jur de 352 lei. Probabil dacă în ultimii 15 erau la butoanele energeticii românești nu am fi ajuns la disperarea din luna iulie și sperăm ca august să nu se asemene.
Puțini analiști / comentatori / jurnaliști au scris că marile probleme sunt la rețelele de distribuție. Din păcate în presă nu apar deconectările accidentale din diversele regiuni. Există zone (în special în rural) unde deconectările sunt extrem de dese deoarece rețelele de distribuție sunt vechi, unele de peste 50 de ani. O mare parte din vină este purtată de ANRE care în calitate de reglementator și cu funcția de monitorizare a lăsat la voia distribuitorilor investițiile și mentenanța care astăzi ne arată că rețelele sunt improprii în a alimenta cu energie electrică consumatorii industriali și casnici.
Nu în ultimul rând sunt și “noii băieți deștepți din energie“, adică acea categorie de furnizori cu câte un angajat și un calculator care prin diverse metode cumpără energie ieftină și o revând mult mai scump și care sunt de multe ori protejați de cei care ar trebui să îi supravegheze.
Concluzia ce urmează am mai tras-o de mai multe ori: statul este marele caștigător, mai ales după inventarea schemei de plafonare și subvenționare a energiei, deoarece este cel care deține în proprietate majoritatea producției de energie pe care noi o plătim în diverse forme.
Aikido cu mintea si corpul coordonate. Invatati cum sa va relaxati si cum sa va pastrati calmul in conditii de stress. 
Eu chiar nu înțeleg cum prețul comercial(de vânzare) poate fi mult mai mic ca prețul de cost.
E scumpa pentru ca avem conducere numita cu oug 109 si politic ,care stiu energie aprinzand becul acasa
energia este scumpa din cauza pnl, ludovic orban si a comisiei europene, in fapt, doar niste lobbisti ai propriilor traderi si companii. si daca spuneti ca nu e asa, aveti OUG 1/2000, scrisoarea comisiei ENER/AIDJJPP CB (2020)2245485 si multe alte ultimatumuri emise de lobbistii bruxellezi Romaniei la care doar penelistii au achiesat cu bucurie!
@Lucifer:
cică ”așa e piața” , zic free merketeers ideologici…adică pt. acelasi motiv pentru care la noi (si aiurea), laptele produs si nefolosit, este aruncat la porci.
Cauzele sunt mult mai profunde, nu e timp/loc de explicat, dar, cele de mai sus sunt doar rezultatele sistemului pe care noi l-am creat.
Daca vreți detalii și explicatii, sunt multe, f.f. multe
Apropo, dar bursa pe energie cum o funcționa?
bursa de energie (electrica) este o prostie…care nu functioneaza…remember Enron
(energia electrica nu e ”commodity”, desi unii se chinuie de ani de zile s-o facă, iar rezultatele se vad)
Energia este scumpa pentru ca se doreste sa fie asa. Practic statul castiga si ca producator din vanzarea energiei si din TVA. As zice ca e inca un impozit, un venit al statului. Asa cum are din consumul de carburant, are si din energie. Vorbim de o specula a statului ascunsa in spatele unor asa zis imcompetenti. Sunt convins ca stiu foarte bine ce fac: sa mareasca pretul sa jupoaie populatia. O populatie in saracie este controlabila. Una bogata nu ar vota cu politicienii astia.
Populația votează cu cine îi este permis să voteze, ăsta e rolul listelor de partid. Iar România este organizată astăzi la fel ca Rusia: foști ofițeri din serviciile secrete au colonizat toate instituțiile statului. Ăsta e rolul pensionării la 45 de ani, o ”a doua viață” pentru membrii serviciilor secrete.
România e ”beyond the point of no return”, sistemul actual nu mai poate fi reformat. Urmează un reset ca în 1989, dar să sperăm că de data asta fără tancuri pe străzi. Italia a avut un astfel de reset în 1990.
P.S. Fotografia de la ziua lui Marius Tucă este extrem de instructivă: așa se vede cine conduce România de azi.
@nea Harald…să intelegem, ca concluzie, ca i-ai raspuns lu nea Bolos care ne intreba daca Romania e sau nu stat esuat ? (beyond the point of no return = hopeless lost ?)
nea Bolos, pe langa „okii-albastri” este inca „tanar”,
cu tot cu_”candoarea” specifica. „calculata” sau, poate, autentica.
Beyond the point of no return nu este „decat” p*litic.
Se poate explica, ar’metic. Economico-social.
Stiti foarte bine ca trendul datoriei externe nu poate fi oprit
nici daca un an, sau doi, chiar patru, nu s-ar plati bugetarimea. Deloc (aka nu „frectia-dreptaca*” de reducere cu 25%).
Stiti la fel de bine ca transportul energiei electrice (indiferent de producatori)
este la nivelul „constructiei-socialiste-multilateral-dezvoltate” din ’80
si mai stiti si ca „matusa-tamara” a tinut „cu-orice-pret”
sa-si puna semnatura pe tratatele-de-aderare la _ue,
(„vanzand”/”externalizand” resursele, exploatarile si distributiile
de: bani, energie, apa; contra votului „pentru”).
Si stiti si ca „estem” inconjurati de foste imperii/regate/cccp. Revizioniste. Teritorial.
Ansheadar… cam cati ani mai vb despre „Romania” in forma (ca fondul e varza) actuala?
___________________________________________________________________________________
* care, pana la urma, a fost aplicata „decat” in primarii, cj si prefecturi
”beyond the point of no return” este o formulă folosită (și) în aviație. Dacă un motor cedează în timpul rulării pe pistă, dar la o viteză prea mare și la o distanță prea scurtă față de capătul pistei, avionul va încerca să decoleze așa, urmând să se întoarcă ulterior pe pistă. Acela e ”the point of no return”, deci nu e în niciun caz ”hopeless lost”.
State eșuate sunt Siria, Somalia și Sudanul de Sud, în niciun caz România.
În România, dimpotrivă, instituțiile de forță au prea multă putere și controlează excesiv activitatea economică și societatea în ansamblu.
@nea harald: ”…avionul va încerca să decoleze așa, urmând să se întoarcă ulterior pe pistă. Acela e ”the point of no return”, deci nu e în niciun caz ”hopeless lost”.
adica e ca Concordu ?…deci, dacă am decolat, cu defecte, sa fim liniștiți ca acolo sus nu răminem !?…
oricum, merci că mi-ai dat lumină
” De ce energia electrică e scumpă?”
La inceputul anilor 90′ un consilier FMI a fost intrebat care sunt strategiile economice pentru a evita risipa de energie electrica. Raspunsul sau a fost acesta. Scumpiti energia. Daca preturile sunt la granita intre scump si insuportabil populatia si mediul economic va strange cureaua…Problema este ca energia electrica are si calitatea de serviciu public. Pe langa apa potabila si canalizare este ingredientul de baza in sustinerea aglomerarilor urbane. Nu poti pretinde civilizatie fara energie electrica la preturi decente…
@j001: am participat activ la acel program (PSAL) lansat de FMI, care era cadrul general al economiei iar ce spunea el era o asertiune generala, intuitiva.
Din acest motiv, cin s-a facut analiza sectoriala concreta (adica pe sectorul energie), cu Banca Mondiala (care a finantat specific sectorul energie), s-a intocmit o analiza detaliata, stiintifica, de ”least cost system planning”, care a aratat cit trebuie sa fie preturile la energie, bazate pe costurile reale ale resurselor (costuri din România !…bazate pe ”market opportuinties”).
A rezultat, intr-adevar, necesitatea cresterii preturilor la electricitate (si caldura !),,la 41 $/MW (la productie) si cca 55 USD (la consum), dar nu a fost o crestere dramatica, insă, asta a permis sectorului energie (care era integrat !…RENEL), sa realizeze profituri operationale de cca 300-350 mill USD/an, si a permis finantarea programelor de investitii in retehnologizari, retele, etc….si sa traiasca bine si populatia si industria)….a fost si evaluare preliminara (FMI/BM se gindeau la o viitoare listare la Bursa a Renel), si la acea vreme valoarea, teroretic era de cca 1,5 miliarde USD…fara programul nuclear, pe care tot Renel il finantase pina atunci, dar si cu ”ajutor de stat”).
Aceste perspective nu erau bune (sa fim gen EdF sau CEZ, etc.) si a trebui sa le imbunatatim, drept care am ”spart” productia pe combustibili, pentru ”o mai buna competitie” si am spart si vindut Distributiile, tot pentru competitie.
Atunci produceam max 14,000 MW, azi suntem pe la juma
Sic transit gloria mundi !
ne mai trebuie cca 30 de ani ca sa ajungem inapoi la 14.000
„Crearea de competiție” a fost făcută și în Franța, de data asta la ordinele de la Bruxelles.
EDF a fost forțată sa vândă energie unor companii de intermediari ceea ce a dus, pe lângă alinierea prețului energiei la cel european ceruta de Germania, la creșterea prețului către consumatori industriali și casnici. Vânzarea de energie s-a făcut sub prețul pietii, intermediarii au făcut bani fără sa producă nimic, iar cetățeanul a scos eurul din buzunar. EDF a înregistrat pierderi mari si a dat in judecată statul francez. Iar in felul acesta industria germană a părut un pic mai profitabilă decât era în realitate.
D-le Dragostin, ce investitii s-au facut din acel profit operational de 300 milioane USD/an? Ce centrale noi avem din acea perioada, ce linii noi de transmisie, ce lacuri decolmatate? Cum bine spuneati, centrala de la Cernavoda a fost contruita cu bani de la bugetul central, nu cu bani din vanzarea de electricitate.
Apoi spuneti ca productia maxima este astazi la jumatate fata de „atunci”, dar IEA spune ca productia anuala din anii ’90 a fost cam la fel ca acum. Sigur nu erau doar pe hartie acei 14000 MW?
https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=ROU&fuel=Energy%20supply&indicator=ElecGenByFuel
Dl.Berindei:
1. nu mai stau acum sa va fac o lista a grupurilor (termo/hidro/nucleare/chp) de care beneficiem și astazi cu toții !…va asigur ca astazi, fara ele, chiar cu toate eolienele, solarele si CCGT-ul OMV eram morti de-a binelea…simplul fapt ca ne-am apucat sa pornim ceva lignit vara asta, confirma ce spusei. Acei 300 mil./an cheltuiși intre 1989-2006 ne țin și azi in viața (a fost un simplu program de reabilitare si extindere durata de viața a acelor grupuri vechi….cam la fel cu ce facem acum la U-1: reabilitare si extindere de viața …sper ca întelegeti conceptul !!…nu numai centralele termo devin vechi imbatrinind !…ASTA AM FACUT ATUNCI !…cu efecte azi dupa 30 de ani…inca)…sau va puneți sperantele in SMR ”noi” !?
2. cernavoda..da ..a fost cu bani de la buget (acu, intre noi fie vorba, ”s-au mai scapat” ceva fonduri si de la Renel…dar, sa trecem peste asta)
3. nu stiu ce citiți dvs. și ce publica IAEA (nici nu ma intereseaza, iar RO, nu e membra IAEA !), dar, statisticile din RO spun clar ca in 88/89, producția in RO a fost de cca 75 TWh cu import cca 15 TWh, iar prognoza azi in 2024 ar fi de cca 50-54 TWh si, (surprise !!), suntem importatori net ! (nici nu mai are importanța cit !…grava e tendința, ca asta se schima in ani, nu in luni !
Ok, oi fi greșit eu ceva, ceva, dar asta nu schimba fundamental concluzia și trendul general
Cam asa se vad lucrurile din partea astalaltă a mesei
(PS….nu vreau sa va mai dau o lista cu grupuri, chiar nou ”nouțe”, reabilitate incă de pe atunci, perfect funcționale, care au fost casate, vindute la fier vechi, in ultimii 10 ani etc. etc., dupa care astazi ”am sta în limbă” sa le avem inapoi.)…niste ministri, in alte condiții, ar fi trebuit retrogradati si pusi la munca la gospodaria de pacura sau carbune
1. D-le Dragostin, sunt putin confuz. Vorbiti de programul PSAL si de RENEL ca si cum ar fi fost contemporane, dar din ce vad eu RENEL a fost desfiintat in 1998 (cu datorii de aprox. 200 milioane euro), iar PSAL a fost semnat in 1999.
https://www.ziaruldeiasi.ro/stiri/ministerul-finantelor-propune-guvernului-reesalonarea-datoriei-renel-catre-buget–bu3.html
Daca dupa 1998 au fost mai multi bani de investitii decat inainte, asta nu invalideaza teza dvs. ca orice in afara de un RENEL integrat duce la lipsa de investitii?
3. Cand ati spus ca „Atunci produceam max 14,000 MW” credeam ca va referiti tot la 1998, nu la 1989.
Sincer nu prea imi vine sa cred nici un numar raportat de Romania in anul 1989, dar sa zicem ca era adevarat. Daca productia maxima era de 2 ori mai mare decat acum, dar productia doar cu 35% mai mare (75 TWh / 55 TWh), inseamna ca centralele existente aveau un factor de utilizare mult mai mic in 1989 decat in 2024.
Ori exact asta cred ca ne trebuie si acum: in loc sa optimizam astfel incat sa avem minimul necesar de capacitati de productie, mai bine sa instalam macar 200% din necesar, si sa le oprim (sau sa le tinem la relanti) cand nu e nevoie de ele.
RE:PS: Nu v-am cerut o lista exhaustiva, v-am cerut doar unul sau doua exemple, pentru ca din afara domeniului pare ca doar s-a tras cat s-a putut de aceleasi centrale vechi. De exemplu am gasit ieri un articol despre cum la anul s-ar inchide grupul 6 de la Rovinari, „un grup excepțional”, dar articolul nu spune nimic despre cand s-a lucrat ultima data la grupul 6, sau despre cum se va compara cu grupul 5 dupa retehnologizarea aceluia.
https://gorjeanul.ro/criza-de-energie-grupul-5-de-la-termocentrala-rovinari-in-probe-directorul-laurentiu-ciurel-un-grup-exceptional-care-produce-cea-mai-ieftina-energie-din-ceo-va-fi-inchis-la-anul/
„Puțini analiști / comentatori / jurnaliști au scris că marile probleme sunt la rețelele de distribuție.”
„Din lungimea totală a liniilor electrice aeriene (8,9 mii km), 83% au anul punerii în funcțiune în perioada 1960 – 1979, iar 14% între anii 1980 și 1999. În perioada 2000-2019 doar 2,33% din linii au fost puse în funcțiune, iar pentru perioada 2020-2022 apare cifra de 0,81%.
Este înregistrat un grad mediu de utilizare peste 100% pentru liniile electrice aeriene puse în funcțiune până în anul 1980, în condițiile în care acestea reprezintă 83% din totalul liniilor electrice aeriene din gestiunea transportatorului de energie.”
https://hotnews.ro/ct-de-veche-este-reteaua-de-electricitate-din-romnia-pe-hrtie-planurile-de-investitii-n-energie-arata-bine-dar-pe-teren-instalatiile-si-au-depasit-durata-normala-de-vi-46557
https://www.acue.ro/ a opinat ca e nevoie de 15miliarde de euro pana in 2030 pentru problema expusa mai sus. Prin UE s-a asigurat deocamdata, cica, doar 1miliard.
Restul, cica si eventual, din domeniul privat… adica din pozanarele consumatorilor, cei casnici fiind victimele sigure.
Ma uitam ieri la day-ahead-trading si Romania avea cel mai mare pret din Europa, la €143/MWh ! Apoi m-am uitat la ultimele trei saptamani … Aceeasi poveste. La polul opus era Franta cu €47/MWh. De trei ori mai putin.
Incredibil.
Nu stiu ce se mai intampla pe piata de energie din România dar asta miroase fie a corupție, fie a prostie si incompetențā grosieră.
D-le Pacuraru, pe site-ul centralei de la Brazi, Petrom se lauda ca „folosește o tehnologie avansată care îi permite oprirea și repornirea într-un interval foarte scurt de timp”. Nu stiu exact ce inseamna asta, dar m-as astepta sa fie mai aproape de 30 min decat de 12 ore.
Apoi chiar daca ar dura 12 ore sa porneasca o centrala de la rece, in iulie am avut deficit aproape constant. Poate au fost cateva ore de weekend cu pret negativ (nu am verificat), dar in acele ore ar fi putut reduce productia la minim fara sa opreasca turbinele de tot, si vindeau 1 MWh cu -100 RON/MWh ca sa poata vinde apoi seara 5 MWh cu 3000 RON/MWh. Daca au preferat sa tina turbinele oprite, e strict problema lor.
Da, unii ziaristi sau chiar ministri au vazut niste rapoarte si au tras concluzia (gresita) ca producem prea multa energie. Dar nu cred ca rezolvam nimic daca cadem in extrema cealalta si respingem orice progres, asteptand salvarea tot de la centralele „securitare” construite de Ceausescu.
Brazil e singura in FC care are răspuns de câteva minute. Restul e tehnologie veche.
Mda, se pare ca dl. Pacuraru era de-a dreptul optimist cand estima ca centralele pe carbune au nevoie de 12 ore pentru a porni: pe 26 august ora 11:50 s-a oprit un reactor de la Cernavoda, iar CEO a avut nevoie de 52 ore (pana pe 28 august ora 16:00) sa creasca productia centralelor pe carbune cu 400 MW (de la 633 MW la 1023 MW)!
Din nou pretul pe PZU a trecut de 3000 lei/MWh, deci ar fi avut toate motivele sa creasca productia in 12 ore daca aveau posibilitatea.