Influența C HEAP as upra pieței de energie electrică și a producției [604374]

Universitatea POLITEHNICA din București
FACULTATEA DE ENERGETICĂ
060042 București, Splaiul I ndependenței, nr. 313, sector 6

PROIECT DE DIPLOMĂ

Influența C HEAP as upra pieței de energie electrică și a producției
de energie din România

Autor: Popa M Adrian Ră zvan

Cadru didactic îndrumător: Chiuță Alexandru Ionuț

București
Iulie 2019

Universitatea POLITEHNICA din București
FACULTATEA DE ENERGETICĂ
060042 București, Splaiul I ndep endenței, nr. 313, sector 6

Proiect de diplomă

Influența CHEAP asupra pieței de energie electrică și a
producției de energie din România

prezentat la

Universitatea POLITEHNICA din București
Facultate de Energetică

pentru obținerea titlului de
inginer

Specializarea : Inginerie econ omică si management

de către
Adrian Ră zvan Popa

sub îndrumarea
Ș.l. dr. ing. Alexandru -Ionuț Chiuță

Susținut la data de 05.07.2019 , în fa ța comisiei de examinare

Prof. dr. I ng. Virgil Dumbravă Președinte
Conf. dr. Ing. Ioan Sotir Dumitrescu Memb ru
Conf. dr. Ing. George Cristian L ăzăroiu Membru
Ș.l. dr. ing Ionuț Bitir Membru
Ș.l. dr. ing. Cătă lina Alexe Membru

As. dr. ing. Mirona Ana Maria Popescu Secretar

Această lucrare a fost pregătită în cadrul Facultăț ii de Energetică a UPB

Influența CHEAP as upra pieței de energie electrică și a producți ei
de energie din România

Cuprins

Capitolul 1
INTRODUCERE 1
1.1. Scopul lucră rii 1
1.2. Definiț ie 1
1.3. Istoric 1
1.4. CHEAP in Româ nia 1
1.5. Princ ipiul de bază al CHEAP 2
1.6. Aspecte economice 3
1.7. Potenț ialul tehnologiei 4
1.7.1. Apa de mare 4
1.7.2. Rezervoare subterane 4
1.7.3. Sisteme descentralizate 5
1.7.4. Rezervoare subacvati ce 5
1.7.5. Utilizarea la dom iciliu 6
1.8. Utilizarea la scară globală 6
1.9. Producția de energie din Româ nia 10
1.10. Sistemul Energetic Naț ional (SEN ) 13
Capitolul 2
PIAȚA DE ENERGIE ELECTRICĂ 17
2.1. Piața de energie electrică din Româ nia 17
2.1.1. Organizarea pieț ei și stabilirea prețului energiei electrice 17
2.1.2. Piața centralizată a serviciilor de s istem 24
2.1.3. Prognoza de consum a energiei electrice 26
2.1.4. Asigurarea serviciilor de sistem 29
2.2. Piața de energie electrică din Scandinavia 31
2.3. Piața de energie electrică din Germania 32
2.4. Piața de energie electrică din Franț a 33
Capitolul 3
CARACTERISTICILE TEHNICE ALE INSTALAȚIEI 34
3.1. Date tehnice 34
3.2. Calculul tehnic al puterilor 36
3.2.1. Generatorul 37
3.2.2. Transf ormatorul 38
3.2.3. Turbina 42
3.3. Amplasarea staț iei 45
Capitolul 4
CALCULUL ECONOMIC 49
4.1. Analiza SWOT 49
4.2. Contextul general 49
4.3. Rata internă de rentabilitate a CHEAP 50
CONCLUZII 55
BIBLIOGRAFIE 56
ANEXĂ 58
A1. Simboluri și semne convenționale 58

Influența CHEAP asupra pieței de energie electrica și a producției
de energie din România

1
INTRODUCERE

1.1 Scopul lucră rii
Această lucrare are ca scop realizarea unei analize referitoare la influența pe care o
centrală hidroelectrică cu acumulare prin pompare o poate avea a supra pieței energetice din
România și cum poate influența aceasta producția de energie.

1.2 Definiț ie
Centrala hidroelectrică cu acumulare prin pompaj (CHEAP) este o centrală electrică
folosită pentru stocarea energiei electrice în perioadele de consum redus . [1]

1.3 Istoric
Prima utilizare a stocării energiei prin pompare a fost datată în perioada anului 1890 în
Italia și Elveția. În 1930 turbinele electrice reversibile au început să fie disponibile. Acestea
puteau funcționa atât ca turbină cât și ca generator dar și invers ca motor electric cu ajutorul
pompelor. Aceste mașini funcționau în sincronism cu sistemul când generau electricitate și
asincron atunci când pompau apă. [2]

Prima utilizare a stocării energiei prin pompare în America a fost înregistrată în 1930
de firma Connecticut Electric and Power Company. Aceștia foloseau un rezervor aflat în
apropierea orașului New Milford și pompau apă din râul Housatonic până la rezervorul aflat
la o altitudine de 70 de metri. [3]
Cele mai cunoscute centrale hidroelectrice cu acum ulare prin pompare sunt:
 CHEAP SENECA: situată în Warren, Pensylvania, SUA cu o putere instalată de
435MWh. Aceasta a fost dată în folosință în anul 1970 ;
 CHEAP Bath Country: situată în Bath Country, Virginia, SUA cu o putere
instalată de 3003 MWh f iind și cea mai mare din lume, a fost dată în exploatare în
anul 1985 ;
 CHEAP Guangzhou: situată în Guangdong, China având o putere instalată de
2400 MWh, această centrală a fost finalizată în 1994 și ult erior îmbunătățită în
anul 2000 ;
 CHEAP Okutataragi: situată î n Japonia, cu o putere instalată de 1932 MWh, a flată
în funcțiune din anul 197 4;
 CHEAP Ludington: situată în Michigan, SUA, cu o putere instalată de 1872
MWh, produși de 6 turbine de 312 MWh, avân d o diferență de nivel de 340 m,
aceasta se află în funcțiune încă din 1973.

1.4 CHEAP in Româ nia
O astfel de centrală se intenționează a fi construită și în România în apropierea
localității Tarnița, județul Cluj, pe cursul râului Someșul alb la 30 de km în amonte de orașul
Cluj-Napoca. Acumularea superioară urmând a fi construită în apropierea localității
Lăpuștești din același județ, la o dife rență de nivel de 550 de metri. [3]

Energia va fi stocată și produsă cu ajutorul a patru grupuri turbină -pompă fiecare cu o
putere nominală de 250 MWh, p uterea totală instalată fi ind de 1000 MWh. Centrala urmează
a fi construită în două etape, prima etapă durâ nd 5 ani și având instalate doar două dintre cele
4 grupuri urmând ca ulterior într -o a doua perioadă de 2 ani să fie instalate și celelalte două
grupuri.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

2
1.5 Principiul de baza al CHEAP
Principiul de funcționare al unei centralele hidroelectrice cu acumulare prin pompaj –
CHEAP este urmatorul : un obiect ridicat la o anumită înălțime acumulează o energie
potențială. [4]
Energia potențială se măsoară în Jouli și se calculează după for mula:

Ep=m*g*h (1.5.1)

unde:

m = masa corpului în Kg;
g = accelerația gravitațională =9,8 m/s2 ,
h = înălțimea la care este ridicat corpul exprimată în metri.

Stocarea energiei prin acumulare cu pompare este una din metodele de stocare ale
energiei f olosită de sistemele energetice pentru echilibrarea producerii/consumului de energie
dintr -un stat. Metoda stochează energia sub formă de potențial gravitațional al apei, aceasta
fiind pompată dintr -un bazin aflat la o altitudine inferioară către un rezerv or aflat la o
altitudine superioară. Pompele sunt pornite în perioada în care cererea de energie este redusă,
în timp ce turbinele sunt folosite pentru producerea de energie atunci când cererea de energie
este ridicată.

Totuși datorită pierderilor ce apa r în acest proces, acest tip de centrale sunt considerate
din punct de vedere energetic ca fiind un consumator. Diferența dintre energia consumată
pentru ridicarea apei către rezervorul superior fiind mult mai mare decât cea ce se produce în
momentul trece rii apei prin turbine către bazinul inferior.

Totuși sistemul energetic își crește veniturile prin vânzarea de mai multă energie în
perioadele de vârf atunci când costul energiei este și mai mare.

Centralele cu acumulare prin pompare permit stocarea ener giei electrice din sursele
intermitente precum energia solară, eoliană sau alte surse regenerabile, de asemene a ele
stochează și energia produsă în exces prin sursele de bază precum cărbunele sau energia
nucleară. Ulterior energia stocată în loc să se piar dă va fi dată către vânzare în perioadele cu
cerere ridicată.

Rezervoarele folosite pentru stocarea energiei prin acumulare sunt mult mai mici decât
rezervoarele centralelor hidroelectrice clasice chiar dacă puterea instala tă pe acestea poate fi
aceeași .

Perioadele în care aceste centrale sunt utilizate ca generatoare s unt mai mici de
jumătate de zi.

Acumularea energiei prin pompare este cea mai mare formă de stocare a energiei
existentă până în prezent din întreaga rețea energetică.

În prezent toate centralele hidroelectrice cu acumulare prin pompare din lume
însumează o putere totală instalată de aproximativ 186 GWh dintre care în jur de 25 GWh se

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

3
regăsesc doar în SUA. Eficiența conversiei energiei prin această metodă fiind undeva între 70
și 80%. Un ele surse susținând că au reușit să atingă chiar o rată de conversie de 87%.

Principalul dezavantaj al acestei metode constă în faptul că necesită amplasarea într -o
zonă cu diferență de altitudine suficient de mare dar și existența unei surse de apă pentr u a
putea fi executat ciclul.

Aceste centrale sunt de obicei amplasate în zone de deal sau de munte, recent în
amplasarea unei astfel de centrale luându -se în calcul evitarea amplasării în apropierea
minelor neutilizate.

1.6 Aspecte economice
Luând în consid erare pierderile prin evaporare la suprafața apei și pierderile de
conversie, se poate obține o recuperare de energie de 70 -80% sau mai mult. Această tehnică
este în prezent cea mai rentabilă metodă de stocare a unor cantități mari de energie electrică,
însă costurile de capital și prezența unei geografii adecvate sunt factori de decizie critici în
selectarea locațiilor pompelor de depozitare. [5]

Densitat ea relativ scăzută a energiei sistemelor de stocare prin pompare necesită fie
debite mari, fie mari difer ențe de înălțime între rezervoare. Singura modalitate de a stoca o
cantitate semnificativă de energie este prin faptul că are un rezervor mare de apă situat relativ
aproape, dar cât ma i sus posibil față de cel de -al doilea rezervor de apă. În unele locuri acest
lucru se întâmplă în mod natural, în altele unul sa u ambele rezervoare de apă au fost făcute de
om. Proiectele în care ambele rezervoare sunt artificiale și în care nu su nt implicate formațiuni
naturale către nici unul dintre rezervoare sunt denumite sisteme de „buclă închisă ”. [6]

Aceste sisteme pot fi economice pentru că ele aliniază variațiile de sarcină pe rețeaua
electrică, permițând centralelor termice cum ar fi centralele pe bază de cărbune și centralele
nucleare care furnizea ză electricitate de b ază, să funcționeze continuu la o eficiență maximă,
reducând în același timp nevoia ca centralele electrice care utilizează gaze naturale sau petrol
să mai funcționeze la capacitate maximă , mai ales că acestea sunt proiectate mai degrabă
pentru flexibilit ate decât pentru eficiență maximă. Prin urmare, sistemele de stocare prin
pompare sunt esențiale atunci când se coordonează grupuri mari de generatori eterogeni.
Costurile de capital pentru instalațiile de pompare -depozitare sunt relativ ridicate, deși ace st
lucru este puțin atenuat de durata lor lungă de viață de până la 75 de ani sau mai mult, care
este de trei până la cinci ori mai lungă de cât bateriile utilizate la scară largă .[7]

Împreună cu gestionarea energi ei, sistemele de stocare prin pompare ajută l a controlul
frecvenței rețelei electrice și asigură generarea rezervelor. Instalațiile termice sunt mult mai
puțin capabile să răspundă modificărilor bruște ale cererii electrice, provocând potențial a
instabilitate a frecvenței și a tensiunii. Instalațiile de stocare cu pompare, ca și alte instalații
hidroelectrice, pot răspunde la schimbările de sarcină în câteva secunde. [8]

Cea mai importantă utilizare pentru depozitarea pompată a fost, în mod tradițional,
echilibrarea centralelor electrice de bază, dar poa te fi de asemenea folosită pentru a reduce
producția fluctuantă a surselor de energie intermitente. Depozitarea prin pompare oferă o
sarcină în momente de producție ridicată de energie electrică și o cerere redusă de energie
electrică, permițând o capacita te suplimentară de vârf a sistemului. În anumite jurisdicții,
prețurile energiei electrice pot fi aproape de zero sau ocazional negative în cazul în care există

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

4
mai multe generații electrice disponibile decât există o cantitate disponibilă pentru a fi
absorbi; deși în prezent acest lucru este rar cauzat doar de vânt sau de energia solară, creșterea
generată de energie eoliană și solară va crește probabilitatea apariției acestor fenomene. Este
deosebit de probabil ca stocarea pompată să devină deosebit de im portantă ca un echilibru
pentru generația fotovoltaică la scară foarte mare. Capacitatea crescută de transport pe
distanțe lungi, combinată cu cantități semnificative de stocare a energiei, va fi o componentă
crucială a reglementării oricărei exploatări pe scară largă a surselor de energie regenerabilă
intermitente. Pătrunderea înaltă a energiei electrice din surse regenerabile, în unele regiuni,
furnizează 40% din producția anuală, dar 60% pot fi atinse înainte de a fi nevoie de o stocare
suplimentară. [9]

În timp ce sistemele de stocare cu pompă de dimensiuni mai mici se confrunt ă cu o
economie la scară redusă , există instalații la scară mică ale acestor tehnologii, inclusiv un
proiect recent de 13 MW în Germania. Shell Energy a propus un proiect de 5 MW în statul
american Washington. Unii au propus mici stații de pompare în clădiri, deși acestea nu sunt
viabile din punct de vedere economic, având în vedere economiile de scară existente. De
asemenea, este nevoie de un volum mare de apă pentru o capacitate de stocare semnificativă,
care este o amenajare dificilă pentru un cadru urban. Cu toate acestea, unii autori își apără
simplitatea tehnologică și asigurarea aprovizionării cu apă a unor externe importante. [10]

1.7 Potenț ialul tehnologic
1.7.1. Apa de mare
Centralele de depozitare cu pompare pot funcționa cu apă de mare, deși există
provocări suplimentare față de utilizarea apei proaspete. În 1999, proiectul de 30 MW
Yanbaru din Okinawa a fost prima demonstrație a depozitării pompelor de apă marină. De
atunci a fost dezafectată. Un proiect de stocare cu pompă bazat pe apă de mare cu o capacitate
de 300 MW a fost considerat pentru Lanai, Hawaii, iar proiectele bazate pe apă de mare au
fost propuse în Irlanda . O pereche de proiecte propuse în deșertul Atacama d in nordul Chile ar
folosi 600 MW de solare fotovoltaică (Skies of Tarapacá) împreună cu 300 MW de stocare
pompată (Mirror of Tarapacá) ridicând apă de mare 600 de metri pe o stânca de coastă.

1.7.2 Rezervoare subterane
Sa investigat utilizarea rezervoare lor subterane. Exemple recente includ proiectul
Summit -ului propus în Norton, Ohio, proiectul Maysville propus în Kentucky (mina de calcar
subteran) și proiectul Mount Hope din New Jersey, care ar fi folosit o fostă mină de fier ca
rezervor inferior. Depoz itul de energie propus la situl Callio din Pyhäjärvi (Finlanda) ar folosi
cea mai profundă mină de metale de bază din Europa, cu o diferență de elevație de 1.450
metri (4160 ft). Au fost propuse câteva noi proiecte de depozitare subterană prin pompare.
Estimările cost -pe-kilowatt pentru aceste proiecte pot fi mai mici decât pentru proiectele de
suprafață dacă utilizează spațiul existent al minei subterane. Există oportunități limitate care
implică un spațiu subteran adecvat, dar numărul de posibilități de s tocare subterană prin
pompare poate crește dacă minele de cărbune abandonate se dovedesc a fi adecvate.

În Bendigo, Victoria, Australia, Grupul de Sustenabilitate al Bendigo a propus
utilizarea minelor vechi de aur sub Bendigo pentru Pumped Hydro Energy S torage. Bendigo
are cea mai mare concentrație de puțuri de mina , oriunde î n lume, cu peste 5.000 de puțuri
scufundate sub Bendigo în a doua jumătate a secolului al XIX -lea. Cel mai adânc puț se
extinde la 1.406 metri subteran vertical. Un studiu recent de pre-fezabilitate a demonstrat că

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

5
conceptul este viabil, cu o capacitate de generare de 30 MW și un timp de funcționare de 6 ore
folosind un cap de apă de peste 750 de metri.

1.7.3 Sisteme descentralizate
Instalațiile hidroelectrice mici de pompare și st ocare pot fi construite pe fluxuri și în
infrastructuri, cum ar fi rețelele de apă potabilă și infrastructurile de zăpadă artificială. Astfel
de instalații asigură stocarea distribuită a energiei și distribuția flexibilă a producției de
energie electrică ș i pot contribui la integrarea descentralizată a tehnologiilor intermitente de
energie regenerabilă, cum ar fi energia eoliană și energia solară. Rezervoarele care pot fi
utilizate pentru centralele hidroelectrice mici cu pompare și stocare ar putea include lacuri
naturale sau artificiale, rezervoare în cadrul altor structuri, cum ar fi irigații sau porțiuni
neutilizate de mine sau instalații militare subterane. În Elveția, un studiu a sugerat că, în 2011,
capacitatea totală instalată a centralelor hidroelec trice mici de pompa re și stocare ar putea
crește de 3 până la 9 ori, furnizând in strumente adecvate de politică energetică.

1.7.4 Rezervoare subacvatice
În martie 2017, proiectul de cercetare StEnSea (Stocarea energiei pe mare) a anunțat
finalizarea cu s ucces a unui test de patru săptămâni al unui rezervor de stocare subacvatică
pompată. În această configurație, o sferă goală submersă și ancorată la o adâncime mare
acționează ca rezervorul inferior, în timp ce rezervorul superior este corpul de apă delimi tat.
Electricitatea este creată atunci când apa este lăsată prin intermediul unei turbine reversibile
integr ate în sferă. Î n afara orelor de vârf, turbina schimbă direcția și pompează apă din nou,
folosind „surplus ul” de electricitate din rețea. Cantitatea de energie obținută este direct
proporțională cu înălțimea rezervorului subteran. C u alte cuv inte: cu cât este mai mare
rezervorul , cu atât mai mare este energia potențială pe care o poate stoca, care ulterior poate fi
transformată în apoi în energie elect rică . Pe de altă parte, pomparea apei înapoi la adâncimi
mai mari consumă și mai multă energie, deoarece pompa turbionară trebuie să acționeze pe
aceeași coloană de apă.

Astfel, capacitatea de stocare a energiei din rezervorul submersibil nu este guverna tă
de energia gravitațională în sensul tradițional, ci mai degrabă de variația verticală a presiunii.

În timp ce testul StEnSea a avut loc la o adâncime de 100 m în apa dulce a Lacul ui
Constance, tehnologia este prevăzută să fie utilizată în apă sărată la adâncimi mai mari.
Deoarece rezervorul submersibil are nevoie doar de un cablu electric de conectare, adâncimea
la care poate fi folosită este limitată numai de adâncimea la care poate funcționa turbina,
limitată în prezent la 700 m. Provocarea de a proie cta depozitarea apei saline în această
configurație subacvatică aduce o serie de avantaje:
 Nu este necesară o suprafață de teren,
 Nici o structură mecanică, în afară de cablul electric, nu trebuie să depășească
distanța dintre diferența potențială de energ ie,
 În prezența unei suprafețe suficiente a fundului mării, rezervoarele multiple pot
scala capacitatea de stocare fără limite,
 În cazul în care un rezervor se prăbușește, consecințele vor fi limitate în afară de
pierderea rezervorului în sine,
 Evaporarea din rezervorul superior nu are efect asupra eficienței conversiei
energiei,

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

6
 Transmiterea electricității între rezervor și rețea poate fi stabilită dintr -o fermă
eoliană offshore din apropiere limitând pierderea de transmisie și evitând
necesitatea autoriza țiilor de cablare pe uscat.

Un design comercial actual care include o sferă cu un diametru interior de 30 m
scufundat la 700 m ar corespunde unei capacități de 20 MWh care, cu o turbină de 5 MW, ar
conduce la un timp de descărcare de 4 ore. Un parc de en ergie cu mai multe astfel de
rezervoare ar aduce costul de depozitare la aproximativ câteva eurocenți pe kWh, costurile
pentru construcții și echipamente fiind cuprinse între 1 200 și 1 400 de euro pe kW. Pentru a
evita costurile și pierderile de transmisi e excesive, rezervoarele ar trebui amplasate în largul
coastelor adânci ale zonelor dens populate, precum Norvegia, Spania, SUA și Japonia. Cu
această limitare, conceptul ar permite stocarea la nivel mondial a energiei electri ce de aproape
900 GWh.

Pentr u comparație, o depozitare cu pompă tradițională bazată pe gravitație, capabilă să
stocheze 20 MWh într -un rezervor de apă cu dimensiunea sferică de 30 m, ar avea nevoi e de
un cap hidraulic cu o altitudine de 519m, cuprinsi de o conductă de apă sub presiun e care
necesită în mod obișnuit un deal sau un munte pentru suport.

1.7.5 Utilizare a la domiciliu
Folosind un sistem de stocare cu pompe, cisterne și generatoare mici, pico hidro poate
fi, de asemenea, eficient pentru sistemele de generare a energiei acas ă „în buclă închisă ”.

1.8 Utilizarea la scara globală

Centralele hidroelectrice cu acumulare prin pompare sunt utilizate pentru a stoca
energia electrică în cantități industriale, această metodă de stocare reprezentant aproximativ
99% din capacitatea totală de stocare de la nivel global.

Prin prisma investițiilor foarte mari din ultimii ani în centrale eoliene și fotovoltaice, a
apărut și nevoia de echilibrare a pieței de energie, mai ales din prisma centralelor pe baza de
cărbune ce au un timp mare de răsp uns când vine vorba de intermitența dată de sursele
regenerabile, eoliene și solare.

De asemenea centralele electrice ce se bazează pe surse convetionale înregistrează
costuri mai mari, prin prisma faptului că nu pot avea o funcționare continuă, în perio ada în
care sunt oprite acestea neavând capacitatea nici măcar de a asigura servicii de sistem dat
fiind timpul mare de pornire al acestora și a costurilor ridicate.

Principalii producători ce au un răspuns rapid la cerința de echilibrare a pieței sunt
centralele pe bază de gaze naturale, hidrocentralele și nu în ultimul rând centralele cu
acumulare prin pompare, acestea având un rol esențial în echilibrarea cererii și a ofertei.

În prezent în Europa nu există absolut nici o țară care să prezinte condiț iile necesare
pentru construirea unei astfel de hidrocentrale și să nu aibă minim un astfel de agregat .
Singură țară din Europa care încă nu are o astfel de centrală este România care dezvoltă un
proiect pentru construirea unui astfel de agregat.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

7
CHEAP f ac parte integrantă din sistemul energetic European de aproape 100 de ani.
La nivel global marile investiții în centralele cu acumulare prin pompaj s -au desfășurat în
perioada anilor 70 -80 acestea fiind corelate de asemenea și cu dezvoltarea sectorului nuc lear
electric.

În cadrul Sistemului energetic European stocajul energiei în centrale cu pompaj are
un rol esențial, acesta asigurând atât serviciile de sistem sub formă de rezervă de putere cât și
controlul frecvenței.

De asemenea în ultimii 90 de ani capacitățile instalate în CHEAP au evoluat foarte
mult la nivel mondial, statistica recentă preconizând că în anul 2020 se va ajunge la o putere
instalată de 160 GW.

Figura 1.8.1 Puterea instala tă in CHEAP la nivel mondial in perioada 1930 -2020 (sursa
Comisia Naționala de Strategie și Prognoză )

În anul 2017 consiliul European a adoptat o directivă care prevede promovarea
utilizării energiei electrice produse din surse regenerabile la nivelul întregii Uniuni Europene
prin care statele mem bre se asigură că la dispeceri zarea producției de energie electrică,
operatorii de transport și de sistem vor acorda întâietate producătorilor care utilizează surse
regenerabile de energie, în condițiile în care funcționarea în siguranță a rețelei permite acest
lucru.

De asemenea Comunitatea Europeană și -a propus ca până în 2030, cel puțin 27% din
consumul de energie electrică să fie din surse regenerabile.

Stocajul energiei electrice va reprezenta un rol cheie în viitor deoarece va oferi
posibilitatea Uniunii Europ ene să dezvolte producția de energie din surse regenerabile. La
nivel European există în prezent 27,5 GW instalați în CHEAP. Singurele țări din UE ce nu au
centrale cu acumulare prin pompaj fiind Malta, Ungaria, Cipru și Olanda dat fiind faptul că
reliefu l nu le permite acest lucru.

Olanda a dezvoltat un proiect intitulat “insula de energie” pentru a -și rezolva
incapacitatea stocării energiei electrice, astfel că au construit, off -shore, o centrală cu pompaj
cu o putere instalată de aproximativ 1500 MW.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

8
Ungaria dezvoltă și ea un proiect pentru construirea unei CHEAP la granița cu
Ucraina, centrală ce se dorește a avea o putere instalată de 1200 MW.
Cu o experiență de peste 50 de ani în proiectarea, construirea și exploatarea CHEAP,
Japonia recomandă ca fiecare țară să aibă circa 10 -15% din puterea totală instalată în sistemul
energetic în centrale cu acumulare prin pompaj. În prezent Japonia are 14% din puterea totală
instalată în CHEAP și plănuiește să deruleze în continuare noi programe de investiție în acest
domeniu.

Germania are o politică energetică de tranziție care prevede oprirea totală a producției
de energie nucleară și trecerea la producție de energie prin intermediul eolienelor atât on
shore cât și off shore. Politica aceasta va genera nume roase probleme la nivelul sistemului
energetic atât pentru Germania cât și pentru țările cu care aceasta este interconectată.

Dat fiind caracterul intermitent și imprevizibil al energiei eoliene, există posibilitatea
ca nevoile energetice ale Germaniei s ă nu fie satisfăcute ducând la o destabilizare a pieței la
nivel European.

O altă problemă o reprezintă și deconectarea automată a eolienelor atunci când apar
modificări ale frecvențe i în sistemul energetic ceea ce poate genera incidente la ni velul rețelei
electrice a Germaniei cât și pentru țările cu care este interconectată.

Țările ce au capacități instalate de peste 15% în surse regenerabile de energie cu
caracter intermitent sunt nevoite să asigure echilibrarea și întărirea sis temului energetic
folosind stocajul de energie cu ajutorul centralelor hidroelectrice cu acumulare prin pompaj.
Odată cu creșterea acestui procent de putere instalată în surse regenerabile crește și
necesitatea stocării energiei.

Stocajul ene rgiei prin intermediul CHEAP este cea mai bună soluție când vine vorba
de costuri, performanțe, fiabilitate și flexibilitate.

CHEAP prezintă de asemenea și două forme de venit, una realizându -se din
cumpărarea energiei la prețuri mici, în peri oadele de gol, și vânzarea la prețuri mari în
perioadele de vârf, o altă sursă de venit fiind din asigurarea serviciilor de sistem.

În 2009, capacitatea mondială de stocare a pompelor a fost de 104 GW, în timp ce alte
surse afirmă 127 GW, care cuprinde ma rea majoritate a tuturor tipurilor de stocare electrică de
utilitate . UE avea o capacitate netă de 38,3 GW (36,8% din capacitatea mondială) dintr -un
total de 140 GW de hidroenergie și reprezintă 5% din capacitatea electrică netă totală în UE.
Japonia a av ut o capacitate netă de 25,5 GW (24,5% din capacitatea mondială).

În 2010, Statele Unite aveau 21,5 GW de capacitate de generare a pompelor (20,6%
din capacitatea mondială). CHEAP a generat (net) -5501 GWh de energie în 2010 în SUA ,
deoarece se consumă m ai multă energie în pompare decât este generată. Capacitatea de
stocare a energiei a crescut până în 2014 la 21,6 GW, depozitarea pompată cuprinzând 97%
din stocarea de energie pe scară largă în SUA. Începând cu sfârșitul anului 2014, au existat 51
de pro puneri active de proiecte, cu un total de 39 GW de capacitate de stocare, noi în toate
etapele procesului de acordare a licențelor FERC din SUA, dar nu s-a început construirea de
noi centrale în acea perioada în Statele Unite .

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

9

Tabel 1.8.1 Cele cinci m ari instalații operaționale de stocare prin pompare
Stație Țara Locaț ie Capacitate
[MWh] Referinț e
Bath County
Pumped
Storage Station SUA 38°12′32″N 79°48′00″W 3003 [1]
Guangdong
Pumped
Storage Power
Station China 23°45′52″N 113°57′12″E 2400 [2]
Huizho u
Pumped
Storage Power
Station China 23°16′07″N 114°18′50″E 2400 [3]
Okutataragi
Pumped
Storage Power
Station Japonia 35°14′13″N 134°49′55″E 1932 [4]
Ludington
Pumped
Storage Power
Plant SUA 43°53′37″N 86°26′43″W 1872 [5]

În anul 2017 capacitatea insta lată în CHEAP arăta după cum urmează:

Tabel 1.8.2 Ță ri cu cea mai mare putere stocată prin hidro -pompare in 2017
Țara Puterea totală [GW]
China 32
Japonia 28,3
Statele Unite 22,6
Spania 8
Italia 7.1
India 6,8
Elveț ia 6,4
Franț a 5,8

De asemenea statisticile recente arată că CHEAP s -au dezvoltat foarte mult în ultimii
ani atât pe plan European cât și la nivel internațional, statisticile arătând astfel:

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

10

Figura 1.8.2 CHE AP la nivel European si internaț ional (sursa Energy GOV)

1.9 Produ cția de energi e din Româ nia

În momentul de față în România puterea totală instalată este de aproximativ 25 GW.

Această putere se împarte pe mai multe sectoare în funcție de materia primă folosită și
de producătorul care o produce astfel:
 SC Hidroelectrica SA are o cap acitate totală instalată de 6444 MW. Deși are o
putere instalată atât de mare vârful de producție este d e doar 3500 -4000Mw
acesta atingâ ndu-se doar câteva ore pe an în timp ce anul are 8760 de ore.
Hidroelectrica mizează anual pe o medie de 2000 -2500 MW, a ceastă asigurând
circa 25 -30% din producția de energie electrică dintr -un an.
 Complexul energetic Oltenia, este al doilea cel mai mare producător de energie
electrică din România având o putere instalată de 3240 MW. Această produce
3000 de MW în perioada de vârf. Aceștia asigură anual o putere medie între
1500 MW și 1700 MW.
 SC Nuclearelectrica SA a re o put ere instalată de 1400 MW aceasta fiind
împărțită în două grupuri de câte 700 MW fiecare. Acesta este producătorul cu
cea mai mare constanță în producție d eoarece producția nu este influență de

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

11
nici un factor extern. Singura perioadă în care Nuclearelectrica are o producție
mai slabă este în perioada în care unul dintre reactoarele nucleare de la
Cernavodă este oprit pentru lucrări de mentenanță și revizie .
 Producătorii de energie eoliană însumează împreună o putere instalată de
3000 MW, în timp ce puterea instalată folosind panou ri fotovoltaice este de
1300 MW. Pe lângă aceste două surse regenerabile se mai regăsesc și
microhidrocentralele și centra lele pe baza de biomasă care au o putere instalată
de 400 MW respectiv 120 MW. Aceste sunt surse de energie intermitențe
astfel că sunt perioade în care ating o producție chiar și de 2000 MW dar și
perioade în care se produc doar câțiva zeci de MW. Per total sursele
regenerabile asigură aproximativ 10 -15% din producț ia de energie anuală.
 Pe lângă producătorii menționați anterior se adaugă și cele două centrale ale
producătorilor de gaz natural, Petrom și Romgaz, și anume centralele de la
Brazi și Iernut ce contribuie și ele cu o putere instalată de aproxima tiv 800
MW, respectiv 400 MW. Pe lângă acestea se adaugă capacitatea de producție a
ELCEN și câteva centrale în cogenerare cu un aport total de cca 3000 MW .

Tabel 1.9.1 Puterea instalata in Româ nia in anul 2018 (Sursa Transelectrica)
Tipul centralei Putere instalată [MW] Puterea disponibilă [MW]
Centrale hidroelectrice 6731 6368
Centrale termoelectrice 12059 10256
Centrale nucleare 1413 1413
Centrale eoliene 3030 2944
Centrale fotovoltaice 1375 1176
Centrale biomasă 130 99
Total 24738 22256

Figura 1.9 .1 Repart izarea puterii instalate în Româ nia
Puterea instalat ă in Rom ânia in anul 2018
Centrale hidroelectrice
Centrale termoelectrice
Centrale nucleare
Centrale eoliene
Centrale fotovoltaice
Centrale biomasa

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

12
Operatorul de transport și sistem împreună cu op eratorii de distribuție, asigură
transportul, respect iv distribuția dar și dispecer izarea cu p rioritate a energiei electrice
regenerabile, pentru absolut toți producătorii de energie regenerabilă indiferent de capacitate.

În anul 2017 producția de energie electrică din România a scăzut cu aproape 4% față
de anul 2016, ceea ce a dus la creșterea importului de energie electrică și diminuarea
exportului. În 2017 România a produs aproximati v 63.64 TWh, cu 2.5 TWh mai puți n față de
anul 2016 conform Institutului Național de Statistică. Această scădere s -a datorat unei
producții mai slabe a h idrocentralelor, care au produs în 2017 o cantitate de doar 14,7 TWh,
cu aproximativ 5 TWh mai pu țin față de anul 2016. Însă producția termocentralelor a fost cu
circa 5,7% mai mare. Producția centralelor eoliene a crescut cu 10,2%, ajungând la 7,4 TWh,
în timp ce panourile fotovoltaice au generat 1,9 TWh, un plus de aproximativ 2% față de
2016.

Consumul înregistrat în 2017 a fost de 54,5 TWh cu 0,219 mai mic față de cel din
anul 2016. Importul a crescut în 2017 cu 2,4% în timp ce ex portul a fost cu 23,7% mai mic.

Operatorul de transport și sistem (OTS), Transelectrica SA coordonează fluxurile de
putere în SEN prin intermediul controlului unităților dispeceralizabile de producție.
Dispecerizarea implică costuri suplimentare pen tru producători, însă această face posibilă
echilibrarea Sistemului Energeti c Național în situații extreme.

Din total de putere brută disponibilă de cca 24.500 de MW, 3000 MW sunt
nedispecerizabili.

Consumul mediu de energie al Ro mâniei oscilează zilnic între 6000 și 8500 de MWh,
vârfurile fiind de 9000 MWh în zilele foarte calde de vara și 10000 MWh în zilele foarte
geroase de iarnă. Media anului 2017 a fost de aproximativ 7300 MWh.

În dată de 5.6.2019 conform Transel ectrica SA s -a înregistr at un consum total de 7258
MWh.

Această a fost repartizată conform tabelului de mai jos.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

13

Figura 1. 9.2 Repartizarea producției de energie electrică în data de 5.6.2019 (Sursa Transelectrica)

1.10 Sistemului Energetic Naț ional (SEN)

Sistemul Energetic Național a avut o dezvoltare accelerată în perioada anilor 1950 –
1989, când s -a conectat și cu restul sistemelor energetice din vecinătate.

După anul 1990 datorită efor turilor de asigurare a funcționă rii la standarde înalte de
siguranță și calitate a fost posibilă integrarea în UCPTE – sistemul electroenergetic al Uniunii
Europene. A fost astfel asigurat sprijinul politicilor pentru integrarea piețelor de energie
electrică din Balcani în piața europeană și accesul furnizorilor și producătorilor interni de
energie la piață.

În momentul liberalizării pieței de energie și încorporarea surselor de energie
regenerabilă intermitentă, și anume eoliană și solară, au dus la creearea oportunității de piață
pentru creearea de sisteme de stocare de energie electrică.

Pe termen mediu și lung piața de energie din România ar putea avea de suferit
deoarece infrastructura este deficitară, lipsa tehnologiilor de stocare a energiei fiind un factor
important.

În conformitate cu obiectivele fund amentale de Strategie Energetică, evoluția
sectorului energetic se realizează direct proporțional cu realizarea proiectelor de invesții cu
caracter strategic și de interes național

Obiectivele pentru strategia energetică a României în perioada 2018 -2030 a u în prim
plan următoarele investiții de interes național: [14]
 terminarea grupurilor 3 si 4 de la Centrala nuclearelectrică Cernavoda
 construirea unui grup de 600 MW la Rovinari
 finalizarea CHEAP Tarnița -Lapusteș ti
 costruirea unui complex hidrotehnic la T urnu Magurele -Nicopole

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

14
Pentru realizarea acestor obiective este nevoie de o bună ancorare în realitatea
sectorului energetic, o înțelegere cât mai amănunțită a contextului economic, geopolitic și de
tendințe tehnologice de la nivel interna țional.

În anul 2030 există noi perspective de dezvoltare și pentru alte tehnologii de stocare a
energiei, precum acumulatori, în prezent acestea nu au o maturitate tehnologică suficientă
pentru a putea fi utilizate. Astfel că este necesară implementarea unei capacități d e stocare ce
atinge o putere instalată de circa 1000 MW și care să poată intervenii în echilibrare sistemului
pe intervale de până la 4 -6 ore.

Literatura de specialitate consideră stocajul de energie electrică că fiind a 6 -a
dimensiune dintr -un sistem ene rgetic, împreună cu; sursele de energie, producerea,
transp ortul, distribuția și consumul.

Stocare a energiei electrice asigură energia în perioadele de mare cerere și ajută la bună
funcționare a pieței de energie electrică, asigurând tot odată și flexi bilitatea pe termen scurt.
Piața de energie din România are mare nevoie de o sursă de stocare pentru a putea progre sa,
un exemplu fiind chiar piața de gaze naturale care a evoluat foarte mult datorită stocajului
care ocupă un rol fundamental, acesta asigurând totodată și flexibilitatea serviciilor pe piață și
un preț stabil al gazului natural.

Rolul unei CHEAP în piața de energie ar presupune cumpărarea energiei electrice la
prețuri mici în perioadele când cererea este mică, mai exact în perioada de noapte și vânzarea
de energie electrică atunci când cererea este mare și automat și prețul energiei este crescut,
acest lucru întâmplându -se în perioadele de vârf de sarcină .

Permanentă echilibrare a cererii variabile de energie cu continuitate în generare,
presup une existența și întreținerea, cu anumite costuri, a unei capacități de rezervă pentru a
putea satisface permanent cererea, această rezervare trebuie să fie asigurată rapid de aceea una
dintre centralele care poate asigura o astfel de rez ervă este o centra lă cu pompaj.
Tot în cadrul strategiei energetice a României s -a realizat și o prognoz ă pentru cum va
evolua producția de energie electrică din surse primare de energie în următorii aproximativ 30
de ani.

Figura 1.10 .1 Prognoza producției de energie ele ctrică din surse primare de en ergie(Sursă
Strategia Energetică 2018 -2050) [14]

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

15

Structura Sistemului energetic național din România este următoarea: producție –
transport -distribuție -furnizare,

Producția este procesul de transformare prin intermediul unui g enerator a unei surse
primare de energie (energia cinetică a apei, energia nucleară, energia solară, energia eoliană
etc.) în energie electrică. Producția în România este realizată de aproximativ 125 de
producători printre care se numără Nuclearelectrica, Hidroelectrica, complexul energetic
Oltenia dar și producători precum Petrom și Romgaz la care se a daugă producătorii de energie
eoliană,solară și biomasă.

Dintre cei aproximativ 125 de producători 25 dintre aceștia exploat ează unități
dispeceralizabile.
Transportul energiei electrice din România este gestiona t de Transelectrica această
deținând monopolul. Rolul Transelectrica este de a administra și opera sistemul de transport și
de a asigura schimburile de energie cu țările Europene cu care România este interconectată.
De asemenea aceast a are și rolul de a echilibra permanent c ererea și producția de energie.
Transportul energiei electrice în România se realizează cu ajutorul liniilor eletrice
aeriene de tensiune no minală 220 kV respectiv 400 kV.

Sistemul de transport din România este reprezentat astfel:

Figura 1.10 .2 Sistemul de transport din Româ nia( surs ă Transelectrica)

Distribuția de energie electrică din România se realizează cu ajutorul liniilor electrice
aeriene sau subterane de tensiune nomina l 0,4 kV și 20 kV.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

16
Distribuția de energie din România este monopoliză și ea de asemenea fiind împărțită
între 8 mari operatori de distribuție în funcție de regiune:
 Enel Banat
 Cez Distributie
 Enel Muntenia
 Enel Dobrogea
 Electrica Muntenia Nord
 E.ON Moldov a
 Electrica Transilvania Sud
 Electrica Transilvania Nord
Repartiț ia acestora se face dupa cum urmeaza:

Figura 1.10 .3 Distribuitor ii de energie electrică din România in funcț ie de regiune

Furnizarea energiei electrice în România este realizat ă de circa 200 de furnizori la care
se adaugă obligato riu cei 8 distribuitori zonali.

Furnizorii independeț i pot furniza energie electrică consumatorilor eligibili fără a avea
restricții zonale.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

17
PIAȚA DE ENERGIE ELECTRICĂ

2.1. Piața de energie e lectrica din Româ nia
2.1.1. Organizarea pieței ș i stabilirea pre țului energiei electrice
Conceptul economic numit piață de energie electrică exprimă absolut toate
tranzacțiile de vânzare -cumpărare realizate în interiorul unui teritoriu determinat.
Principala func ție pe care piața de energie electrică o îndeplinește este de corelare a
consumului cu producția, cu ajutorul cererii și ofertei, prin realizarea de contracte de
vânzare cumpărare.
România a lu at decizia să liberalizeze piața de energie, cons iderând astfel că
atât siguranța în alimentare a consumatorilor cât și cea a sistemului energetic vor
evolua atunci câ nd și piața de energie se va dezvolt a și va deveni coerentă,
participanții beneficiind astfel de avantajele oferite de o piață concurențială.
Odată cu a derarea României la Uniunea Europeană, sectorul energetic a fost
nevoit să se alinieze după anumite directive și rezoluții comunicate, având datoria să
întreprindă acțiuni, să organizeze, să creeze și să ruleze proceduri într -un cadru
legislativ care să di recționeze către anumite rezultate cerute de directivele prevăzute.
În prezent sectorul energetic este alcătuit din patru părți componente,
producția care este concurențială, transportul și distribuția monopoliz ate și furnizarea
care la fel ca producția ar e caracter concurențial.
De altfel fiecare dintre aceste componente prevede un preț ce este alcătuit atât
din componente reglementate cât și din componente cu caracter concurențial.

Figura 2.1.1 .1 Componentele pretului energiei electrice (Sursa ANRE)

Prețul energiei este format din prețul de producție al energiei electrice și taxele
corespunzătoare, în timp ce prețul de transport este dat de tariful de transport și cel de servicii
de sistem, amandouă fiind reglementate. Prețul de distribuție al energie i electri că este și el
deasemenea reglementat și este dat de tariful de distribuție. Prețul furnizării de energie
electrică este compus din marja de furnizare și taxele aferente.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

18
Până de curând energia electrică era privită doar că un serviciu oferit clienților, însă
odată cu privatizarea companiilor de utilități această a fost catalogată că o marfă ce trebuie să
îndeplinească anumiți parametri calitativi, pentru a satisface nevoile clienților.
Energia electrică livrată în orice punc t al rețelei de curent alternativ este caracterizată
de anumiți parametrii cum sunt, frecvența, tensiune de alimentare, grad de resimtire a
sistemului, continuitate în alimentare și nu în ultimul rând grad de deformare a tensiunii de
undă.
Principalii producători de energie din România au întrunit în anul 2017 următoarele
cote de piață:

Figura 2.1.1.2 Cotele de piață ale principalilor producători î n anul 2017 (Sursa ANRE)

Piața angro de energie electrică este un cadru organizat în care furni zorii cumpără de
la producători sau alți furnizori energie electrică cu scopul vânzării ulterioare sau pentru
consum propiu. De asemenea pe această piață operatorul de rețea face achiziții în vederea
completării consumului propiu tehnologic.

Cei care po t tranzacț iona la pi ața angro de energie electrică sunt:
 furnizori
 producători de energie electrică
 operatorul de reț ea

Pe lângă vânzarea și cumpărarea de energie electrică pe piața angro de
energie se pot cumpăra sau vinde servicii tehnologice de sistem.
Persoanele care participă la piața angro de energie sunt persoane juridice de
naționalitate română sau străină ce au obținut titlul de licență și care s -au înscris ca
participanți la:
 Piața pentru ziua urmatoare
 Piața de echilibrare
 Echilibrarea sistemul ui
 Licitaț ii

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

19
De asem enea piața angro de energie electrică este compusă si ea din numeroase pieț e
cu caracter specific, acestea fiind:
 Piața certificatelor verzi
 Piața centralizată a gazelor naturale
 Piața de energie electrică a clienț ilor finali mari
 Piața pentru Serviciul Universal
 Piața contractelor bilaterale
 Piața intra -zilnică
 Piața centralizată cu negociere de ambele parț i a contractelor bilaterale de energie

Figura 2.1.1.3 Situatia pieței de energie electrică in anul 2017 (Sursa Complexul energetic Oltenia)

Piața de energie electrică a căpătat un grad de deschidere de 100% în anul 2007 odată
cu intrarea României în Uniunea Europeană.

Înainte de această perioadă pentru a putea participa pe piață erai nevoit să îndeplinești
anumite co ndiții precum, să ai un consum anual de peste 1 GW, plata la zi față de furnizorul
cu care are contractul curent și dovadă bonității financiare printr -o metodă de acreditare.

În prezent există peste 130.000 de consumatori eligibili.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

20

Figura 2.1.1.4 Gradul de deschidere al pieț ei in perioda 2000 -2007 (sursa ANRE)

De asemenea ordonanț ele de guvern din anii 2003, 2 004, 2005 si 2007 au dus la
creșterea deschiderii pieței până la 100% și de asemenea s -au înregistrat și creș teri major e în
consumul realizat de clienț ii finali eligibili.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

21

Figura 2.1.1.5 Evoluția deschiderii pieței î n perioada 2004 -2016(Sursa ANRE)

De asemenea co nsumatorii necas nici sunt grupați în categorii î n funcț ie de prognoza
de consum estimată anual. [8]

Tabelul 2.1.1.1 Cate gorii de clienți î n funcț ie de prognoza de c onsum anuală (Sursa
ANRE)
Categoria de client
necasnic Consumul anual cuprins in interval (MWh)
IA <20
IB 20 <500
IC 500 <2000
ID 2000 <20000
IE 20000 <70000
IF 70000 <=15000
Altii >15000

Prețul energi ei electrice este alcă tuit din 8 componente ce se gă sesc pe orice factură de
energie indiferent de furnizor, acestea fiind urmă toarele:
 Energie consumată
 Distribuț ie
 Introducere î n rețea/ extracție din reț ea
 Servicii de sistem
 Certificate verzi

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

22
 Cogenerare
 Accize
 TVA

Figura 2. 1.1.5 Componentele pre țului energiei electrice (Sursa ANRE)

În tabelele ce urmează se pot observa evoluțiile diferitelor prețuri pe piața de energie
electrică .

Figura 2.1.1.6 Prețurile spot medii zilnice î n anul 2014 (sursa ANRE) [8]

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

23

Figura 2.1.1.7 Preț urile spot orare din luna decembrie 2014 (sursa ANRE) [8]

Figura 2.1.1.8 Preț urile spot medii zilnice din luna decembrie (sursa ANRE) [8]

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

24
2.1.2. Piața centralizată a serviciilor de sistem
Asigurarea necesarului de servicii tehnologice de sistem pentru operatorul de
Transport și Sistem(OTS), cât și pentru operatorii de distribuție, are loc prin metode
nediscriminatorii, licitații pe perioade determinate sau contracte bilaterale.
Conform prevederilor codului Tehnic al Rețelei Electrice d e Transport toți
producătorii de energie sunt obligați să asigure reglajul primar și să mențină
disponibilitatea rezervei de reglaj primar.
Absolut toți producătorii care au cumpărat servicii de sistem au obligația să
ofere pieței de echilibru o cantitate de energie electrică cel puț in egală cu serviciile
tehnologice de sistem contractate.
Piața centralizată a serviciilor de sistem tehnologic (PCSST) joacă rolul de
menținere a siguranței în funcționare a SEN.
Ea este caracterizată de urmatoarele aspecte:
 este operată și centralizată de operatorul de transport si de sistem
 este facultativă
 la aceasta participă doar grupuri energetice calificate să asigure servicii de
sistem tehnoligic alese de catre OTS
 tranzacț ionarea are loc periodic
 selecț ia grupurilor en ergetice participante la livrare se real izează dup ă
principiul preț ului marginal
 are capacitatea sa acț ioneze rez erve de reglaj secundar sau terțiar rapid cât ș i
rezerve de reglaj secundar sau terț iar lent
 stabilirea cantitătilor de energie achiziționată e ste stabilită de OTS dupa niș te
reguli tehnice
 toate cantitățile achiziționate se ofertează doar pe piaț a de echilibrare

Funcționarea acestei piețe are la bază prevederi tehnice definite de Codul Tehnic al
Rețelei electrice de Transport, cât ș i preve deri din Codul Comercial al Pieț ei angro de e nergie
electrică .

Codul comercial are rolul de a stabili reguli și proceduri de achiziț ionare a:
 rezer velor de reglaj secundar si terț iar
 puteri reactive cu scopul reglă rii tensiunii
 alte servicii de sistem definit e de Codul Tehnic al Reț elei Electrice de
Transport
 energia electrică necesară acoperirii pierderilor de natură tehnică ale reț elei
electrice

Achiziț ionarea puterii reactive pentru reglarea tensiunii in reț ea, reze rvele de reglaj
secundar si terțiar, cât și seviciile tehnologice de sistem sunt a chiziț ionate exclusiv de OTS, in
timp ce energia electrica necesară acoper irii pierderilor tehnice din rețeaua electrică este
achiziționată de catre operatorul de reț ea.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

25
Pentru a se putea achiziț iona rezerva de regl aj secundar si terțiar este necesară
îndeplinirea urmatoarelor condiț ii:
 Operatoru l de Transport si Sistem cumpară de la participanții de pe Piaț a de
echilibrare, pentru fiecare perioadă de achiziț ie, re zerve de reglaj secundar si
terțiar rapid si lent
 Perioadele de achiziț ionare pentru reglajul secundar și terți ar sunt stabilite tot
de OTS si pot fi anuale, trimestriale, lunare, săptămâ nale sau chia r zilnice.
Perioadele de achiziț ie pot fi limitate la zile sau chi ar intervale de
dispecerizare, î n intervalu l perioadei respective. Perioadele de echilibrare
diferă pentru fiecare tip de rezervă de reglaj.
 Cantitățile de rezervă de reglaj necesare achizitionarii intr -o anumită perioadă
sunt stabilite de OTS
 Cantitățile de rezervă de reglaj necesare achiziționari i în timp util sunt
publicate de OTS

Participanții Pieței de Echilibrare au obligația să facă oferte către OTS pentru rezerve
de reglaj secundar dar și terțiar. Pe baza unor reguli și proceduri realizate de OTS,
participan ții pieței de echilibru comunică oferte agregate pentru unitățile și consumurile
dispecerizate. Dacă ofertele participanților nu acoperă necesarul de rezervă de reglaj secundar
și terțiar, OTS va face o solicitare pentru noi oferte până când necesarul este acoperit.
OTS poate să le ceară participanților la piaț a de echilibru să vină cu oferte
suplimentare în funcție de posibilitățile lor tehnologice.
Codul comercial permite de asemenea OTS să încheie contracte bila terale cu
participanții la piața de echilibru, pentru rezerve terțiare rapide sau lente chiar și în timpul
perioadei de contractare a rezervelor.
OTS nu plătește cantitatea de putere reactivă solicitată pentru reglarea tensiunii.
Perioadele de achiziție a puterii reactive pentru reglarea tensiunii sunt alese la nivel
anual, sezonier, lunar, săptămânal sau zilnic de către OTS. Acestea se pot limita doar la zile
sau intervale orare dispecerizate.
Deasemenea se pot stabili perioade diferite pentru achiziționarea puterii reactive
inductive și cea necesară reglării tensiunii.
Publicarea cantității necesare de putere reactivă inductivă și capacitivă pentru reglarea
tensiunii se facă de către OTS înainte de perioada de achiziție, la termene bine stabilite.
Toți producătorii de energie electrică au obligația să oferte ze OTS cu o rezervă de
putere reactivă capacitivă și inductivă.

La achiziționarea de alte servicii tehnologice se are în vedere:
 OTS are posibilitatea sa achiziț ioneze si alte servicii te hnologice in perioada de
achiziț ii
 OTS se ocupă de determinarea cant ităților ș i tipurilor de servicii tehnologice
de sistem necesare
 OTS stabileș te proced urile si regulile pentru achiziț ionare
 OTS poate solicit a oferte suplimentare, atunci câ nd ofertele date nu sunt
suficiente, acestea fiind obligatorii

Când se fac achizi țiile de energie electrică care să acopere pierderile tehnice din
rețeaua electrică se iau în calcul următoarele aspecte:
 Operatorul de rețea stabilește regulile ș i procedurile de ofertare

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

26
 Cantitatea de energie electrică este publicată și achizitionată pri n ofertare publică
 Operatorul de reț ea are ob ligația să stabilească perioada în care se face
achiziționarea de energie electrică pentr u acoperirea pierderilor din reț ea
 Operatorul are obligaț ia să determine cantitatea de energie electrică, necesară
pentr u acoperirea pierderilor din rețea, ce urmează a fi achiziționată
 Achiziționarea de energie electrică necesară acoperirii pierderilor din rețea se face
fie de pe piaț a pentru ziua urmatoare, fie pr in proceduri de ofertare publică
 Energia electrică necesara p entru acoperirea pierderilor de reț ea este ac hiziționată
de operatorul de rețea în orice interval de tranzacț ionare.

2.1.3. Prognoza de consum a energiei electrice
Factorul care influențează producția de energie electrică este ritmul cu care
economia se dezvoltă și este utilizată. Operatorii de distribuție și furnizare de en ergie
electrică au că principală funcție să prognozeze consumul de energie electrică pe care
consumatorii îl vor realiza. În momentul de față România nu are capacitatea să
stocheze în mod efic ient energia electrică, la nivel mare, asta însemnând că operatorii
de transport și distribuție sunt nevoiți să estimeze cât mai precis energia electrică
necesară consumatorilor, aceasta fiind un factor cheie în managerierea tranzacțiilor
într-un mod rezon abil.
După revoluția din anul 1989, România a trecut printr -un proces de tranziție de
la economia centralizată la o economie de piață. Acest aspect a dus la pierderea unui
deceniu de dezvoltare. România a reușit să atingă performanțele economice din anul
1991 abia după anul 2000. Ulterior anului 2000, după ce s -a realizat mutarea atenției
spre sectorul privat și reformarea sistemelor de impozitare a firmelor a avut loc o
reală creștere economică.

Figura 2.1.3.1 Evoluția producției de energie electrică î n perioada 1971 -1989 (sursa stirieconomice.ro)

Înainte de anul 1989 consumul de energie electrică avea o creș tere anuală lentă, dar
constantă . Începând cu anul 1990 evoluția economiei din România a fost influențată de

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

27
perioada de tranziție a economiei de p iață. Astfel că numeroasele reforme economice realizate
pentru trecerea de l a economia centralizată la piața liberă și introducere a primelor principii de
eficienț ă energetică în toate activitățile, au produs la în ceput o recesiune gravă, aceasta având
un efect similar asupra tuturor țărilor aflate în acea zonă .

În perioada de față România se află în plin proces de reluare a creșterii economice
înregistrate în anul 2008, aceasta reușind chiar să se recupereze aproape în totalitate după
declinul din 2009 -2010. În anii 2016 -2018 toți indicatorii macroeconomici se află în
conformitate cu cerințele prevăzute de tratatul de la Maastricht, inflația fiind stabilizată și
cursul de schimb fiind și el relativ stabil.

Începând cu anul 1998 core lația dintre creșterea economică și consumul de energie
electrică în România a fost decuplată, intensitatea en ergetică a economiei, ce se măsoa ră prin
raportul dintre consumul de energie electrică și PIB, scăzând într -un mod substanțial. După
perioade de contrac ție a consumului de energie electrică din 1990, produsul intern brut a avut
o creștere cu aproximativ 53% în perioada anilor 2000 -2011, perioada în care cererea de
energie a rămas relativ constantă . Acest lucru a fost posibil datorită modificărilor structurale
aduse economiei spre o valoare adăugată a producției și serviciilor mai mare și o îmbunătățire
semnificativă adusă eficienței energetice în industrie.

Figura 2.1.3.2 Evoluț ia PIB in perioada 1950 -2015 (sursa INS)

Conform teoriei economice c el mai relevant indicator folosit pentru reprezentarea
creșterii economice este dat de corelația dintre PIB și consumul de energie electrică. În ultimii
ani s-a observat o modificare a consumului de energie electrică în raport cu creșterea PIB.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

28

Figura 2. 1.3.3 Evolutia PIB in raport cu evolutia consumului de energie electrica (Sursa INS)

La calcularea prognozei de energie electric ă se iau in calcul urmatoarele scenarii:
 rata cu care creș te consumul
 schimbul de energie electrică realizat cu alte sisteme
 instalarea de noi capacități de producție ș i scoat erea din exploatare a celor din prezent

Aceste scenarii au ca scop:
 evaluarea flexibilității de care pot da dovada soluțiile de dezvoltare față de mai multe
situaț ii ce pot aparea
 oferirea de criterii prin care se pot ajusta ulterior planurile de dezvo ltare î n funcție de
evoluț ia sistemului

În cadrul Strategiei Naționale, Ministerul Energiei a estimat o creștere a producției de
energie cu până la 17,5% până în anul 2030, ceea ce va conduce la un avans maj or al
producției de energie electrică în următorii ani, estimările arătând că se va ajunge de la o
producție de 56,8 MWh în anul 2017 la o producție de 72,77 MWh în anul 2030.

Raportul Transelectrica estimează o creștere relativ moderată a surselor de en ergie
regenerabilă și a noilor tehnologii de producere de energie electrică. Studiile efectuate până în
perioada noiembrie 2017 preconizează o creștere medie anuală a consumului de energie
electrică de aproximativ 2,5%.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

29

Figura 2.1.3.4 Consum ul de energie electrică din Româ nia înregistrat in perioada 2009 -2017 (sursa
Traselectrica)

Figura 2.1.3.6 Prognoza producției de energie electrică î n perioada 2017 -2050 (Sursa Strategia
Energetica 2018 -2030)

2.1.4. Asigurarea serviciilor de sistem
Rolul principal al cen tralelor hidroelectrice este de a acoperii o pa rte din zona
vârfului de sarcină dar și o parte din zona de bază a graficului de sarcină .

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

30
O centrală hidroelectrică fără acumulare are o funcționare optimă indiferent de
caracterul hidrolo gic al debitului în zona de bază a graficului de sarcină . În timp ce o
hidrocentrală cu acumulare este mai avanta joasă în zona de vârf de sarcină, dat fiind că se
elimină pierderile și se vor obține prețur i mai mari. De asemenea centrala cu acumulare
prezintă avantaje și dac ă funcționează în zona de baza a graficului pentru că funcționează la
parametrii puterii instalate.
Date fiind calitățile lor tehnice și economice, centralele hidroelectrice sunt cele mai
bune soluții pentru acoperirea în mare parte a zonei superioare a gr aficului de sarcina
programat dar și pentru asigurarea serviciilor dinamice și cinematice ale sistemului energetic
din care fac parte.
În momentul de față în România, necesarul de putere de reglaj secundar este acoperit
de opt hidrocentrale mari, și anume: Stejarul, Porțile de Fier I, Corbeni, Galceag, Sugag
Ciunget, Retezat și Mariselu, puterea lor însumată fiind de 2845 MW, dintre care 400 -550
MW sunt prevăzuți pentru funcția de reglaj. Puterea de reglaj primar disponibilă în
hidrocentrale este de aproxim ativ de 350 MW. Energia electri că produsă în hidrocentrale,
energie ce poartă numele și de energie hidro, prezintă numeroase particularități ce au influență
majoră în funcționarea Sistemului Energetic Național.
Datorită timpului scurt de pornire și al vite zei mari de încărcare/descărcare
hidrocentralele prezintă o flexibilitate mare în explo atare și de aceeea ele participă la
acoperirea a aproape 80% din necesarul de servicii tehnologice de sistem. De aseme nea
profilarea curbei de sarcină se poate realiza t ot cu ajutorul centralelor hidroelectrice dată fiind
flexibilitatea lor în exploatare.
Variația sarcinii electrice de -a lungul a 24 de ore p oartă numele de curbă de sarcină și
caracterizează energia necesară alocării către consumatorii racordați la sistemu l energetic. În
situațiile în care energia cerută de consumatori este mai mare sau mai mică față de cantitatea
de energie livrată de producători, în rețea au loc perturbări ale tensiunii și frecvenței ce pot
pune în pericol bună funcționare a consumatorilo r, producând chiar avarii majore ale acestora.
În orice moment de timp cantitatea de putere livrată trebuie să fie egală cu cantitatea
de putere consumată. Pentru a putea îndeplini această condiție curba zilnică de sarcină a fost
împărțită în 4 zone de co nsum:
 zona de bază , zona în care producția trebuie asig urată permanent, în această
zonă se regăsesc în principal centrale termoelectrice și nucleare
 zona puterilor variabile în care centralele funcționează intermitent și put erea
produsă în timpul funcți onării este de asemenea variabilă
 zona de semi -vârf este de regulă acoperită de centrale termice în condensaț ie și
este caracterizată de faptul că producția se apropie de cererea maximă
preconizată
 zona de vârf este zona în care se atinge cererea m aximă de putere, în această
zonă se regăsesc centralele cu turbine cu gaze.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

31

Figura 2. 1.4.1 Graficul curbei de sarcină pe 24 de ore: A -zona de bază; B -zona de semi -vârf; C -zona
de vâ rf

Dat fiind faptul că viteza de încărcare/descărcare a centralel or termoelect rice este mai
mare decât cea a unei hidrocentrale ele se află situate în zona de bază a curbei de sarcina în
timp ce zona intermediară și cea de vârf sunt acoperite în mare parte de centrale
hidroelectrice.

Între golul de noapte și vârful de zi există o variație ce este influențată de sezon dar de
regulă această se situează în intervalul de 2000 -2500 MW.

2.2. Piața de energie electrică din Scandinavia
Piața Scandinavă de energie electrică este formată din 4 țări acestea fiind Norvegia,
Finlanda, Sue dia și Danemarca împreună administrând următoarele piețe de energie electrică:
 piața fiz ică, ce este alcătuită din piața spot numită Elspot și piața de
echilibrare numită Elbas
 piața financia ră ce are în componentă ei piața contractelor forward și futures
numită Eltermin și piața contractelor cu opțiuni denumită Eloption

Piața spot este locul în care se poate tranzacționează energia electrică cu o zi înainte că
această să fie livrată. Aici ofertele sunt formate din perechi preț -cantitate, prețul pieței
obțînându -se la intersecția curbelor reprezentate de oferta de vânzare și oferta de cumpărare.

În momentul în care apar congestii în rețea se folosește un mecanism de fragmentare
prin care se obțin prețuri zonale.

În cadrul pieței de echilibrare Elbas a u loc sesiuni de tranzacționare a energiei
electrice doar după ce piața spot s -a încheiat.

Încheierea de con tracte pe piața financiară au ca principal scop evitarea riscului de
evoluție nefavorabilă a prețurilor de tranzacționare a energiei electrice pe piața fizică. Aceste
contracte se încheie de regulă pe o perioadă de 4 ani.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

32
2.3. Piața de energie electrică din Germania
În Germania burs a germană EEX ( European Energy Exchange), administrează două
piețe și anume:
 piața spot denumită și piaț a fizică
 piața fi nanciară sau piaț a contractelor „futures”

Piața spot din cadrul EEX pune la dispoziție două platforme de tranzacționare, o
platforma de tranzacționare prin licitație închisă unde se tranzacționează contracte orare și
contracte bloc și o a două platforma unde tranzacționarea este în conexiune continuă cu
licitațiile pentru contractele de gol și vârf de energie.

Licitația închisă are la baza oferte de cumpărare/ vânzare de contracte orare și bloc
pentru ziua următoare.

Prețul se determină folosind siste mul de tranzacționare, asta înseamnă că prețul de
echilibru este calculat pe timpul desfășurării licitației imediat ce au fost făcute toate ofertele
de vânzar e și cumpărare pentru o perioadă fixată, Volumul cererii și ofertei este corelat
prețului de echil ibru.

În cadrul tranzacționării continue, fiecare oferta primită se verifică din punct de vedere
al gradului de fezabilitate. Registrul ofertelor este deschis și toată lumea are acces să
vizioneze atât limitele de preț cât și volumele ofertate. În cazul în care nu apar congestii ale
rețelei se stabilește un singur preț orar pentru licitație la nivelul întregii țări.

Figura 2.3.1 Prețurile energiei electrice în ță rile Uniunii Europene in 2017 (Sursa Eureelectrica)

În cazul apariției de congestii de reț ea, se vor forma prețuri diferite în funcție de zonă
cu ajutorul mecanismului de fragmentare al pieței.

Prețul energiei electrice pe piață este influențat de mai mulți factori precum:
 fluctuația costurilor la combustibili
 măsurile de dezvolta re durabilă
 taxe
 măsurile de reglementare a sectorului energetic

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

33
 limitarea capacităților de interconexiune

2.4. Piața de energie electrică din Franț a
În Franța piața de energie electrică este gest ionată de o societate de invesiț ii de capital
ce poa rtă numele d e Powernext. Aceasta are un statut de Sistem Multilateral de Negociere cu
următoarele obiective:
 stabilește un preț de referință al energiei electrice pe termen mediu și scurt cu ajutorul
unei piețe reglementate și securizate
 îndeplinește un rol important în construirea și raționalizarea pieței energetice din
Europa

Tranzacționarea în cadrul Powernext se desfășoară zilnic, 7 zile din 7 chiar și în
periaodele de sărbători legale. LCH Clearnet, este principala casă de Compensație din Europa
și filiala a Euro next, garantează siguranță tranzacțiilor, acesta fiind intermediarul dintr e
cumpărători și vânzători, deți nând un depozit de garantare. Transmiterea ofertelor este
structurată, pe maxim 64 de perechi putere -preț, împărțite pe cele 24 de intervale orare.

Stabilirea prețului se face după un mecanism ce respectă un principiu de interpolare
liniară, ce se utilizează atât pentru oferta bloc cât și pentru cea simplă. Astfel că pentru asta
ofertele bloc sunt transformate în oferte simple, stabilindu -se astfel câ te un preț de echilibrare
pentru fiecare interval orar.

Oferta bloc poate fi acceptată sau respinsă în totalitate.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

34
CARACTERISTICILE TEHNICE ALE INSTALAȚIEI

3.1. Date tehnice
Centrala va avea patru grupuri reversibile turbină -pompă cu puteri unitare de 250 MW
și în principiu, nu va produce energie, ci va fi o centrală, prin pompaj, cu rol de stocare.

În timpul nopții, hidrocentrala se va transforma în consumator, pentru a prelua
surplusul de energie din rețea, inclusiv energia prod usă de cele două reactoare nucleare de la
Cernavodă. Hidrocentrala va pompa apa din aval în lacul d e acumulare din amonte, iar apa
respectivă va fi refolosită în timpul zi lei următoare, pentru a produce energie electrică. [7]

CHEAP va fi echipată cu următ oarele echipamente electrice:
 4 grupuri reversibile motor -generator cu o putere de 250 MW, cu tensiunea de 15,75
kV;
 stație de 400 kV capsulată în SF6 de tip GIS, montată în subteran, cuprinzând 9
celule;
 stație de racord de 400 kV, capsulată în SF6 de tip GIS, montată la subteran, la gura
galeriei de cabluri;
 stație de 110 kV capsulată în SF6 de tip GIS, montată în subteran, cuprinzând 5
celule;
 stație de racord de 110 kV, capsulată în SF6 de tip GIS, montată la suprateran, la gura
galeriei de cabluri;
 transformatoare de forță de 25 MVA, 110/15,75 kV pentru alimentarea
convertizoarelor cu frecvență variabilă pentru pornirea grupurilor în regim de motor;
 4 transformatoare de servicii auxiliare bloc de 2500 kVA, 15,75/0,4 kV;
 4 transformatoare de excitație de 1500 kVA, 15,75/0,4 kV conectate la bornele
grupurilor reversibile;
 aparatajul de la bornele grupurilor reversibile (reductori de curent și tensiune, bare
capsulate);
 un transformator de forță de 10 MVA, 110/20 kV, pentru alimentarea serviciilor
auxilia re;
 stație de 20 kV montată în subteran, conectată la stația de 110 kV, prin trafo 10 MVA
și la sistemul energetic de 20 kV;
 două instalații de pornire grup reversibil în regim de motor (convertizor de pornire cu
frecvența variabilă). O instalație este d e lucru, cealaltă este de rezervă;
 la suprateran, la gura galeriei de cabluri este prevăzut un bloc tehnic cu post de
transformare 20/0, 4 kV, destinat alimentării serviciilor auxiliare pentru blocul tehnic;
 la acest bloc tehnic există o stație de 20 kV, s tație care are legătură prin cabluri cu
stația de 20 kV din subteran;
 alături de stația de 20 kV este prevăzută o stație de 6 kV, alimentată printr -un
transformator de 1600 kVA din stația de 20 kV;
 la bara stației de 6 kV este conectat grupul DIESEL automa t de 2000 kVA;
 automatizarea grupurilor și instalațiilor auxiliare de grup și generale se face cu
automate programabile echipamentele sistemului de comandă și automatizare vor fi
amplasate în camera de comandă amplasată în subteran.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

35

Figura 3.1 .1 Circuit ul apei în peri oda de consum, respectiv produc ție

Figura 3.1.2 Schema electrică monofilară a staț iei [13]
Legenda:
1. grup motor -generator reversibil 280 MVA 15,75 kV
2. transformator bloc 280 MVA
3. transformator pentru excitație statică 1500 kVA. 15,75 kV
4. transformator auxiliar 2500 kVA, 15,75 -0,4 kV
5. separator de inersare 15,75
6. stație de exterior -galerie de acces 24 kV
7. stație de 400 kV cu SF6 de exterior
8. convertizor de frecvență
9. transformator de tensiune 110/15,75 kV și 25 MVA

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

36
10. transformator de tensiune 110/20 kV și 10 MVA
11. stație de 110 kV cu SF6 subterană
12. stație de 110 kV cu SF6 de exterior
13. stație de 24 kV subterană
14. stație de 24 kV de exterior -galerie de cabluri
15. stație de 6 kV de exterior – galerie de cabluri
16. transformator auxiliar 20/0,4 kV și 2500 kVA
17. transfor mator pentru excitație statică 1500 kVA, 20/0,4 kV
18. transformator de tensiune 20/0,4 kV, 630kVA
19. transformator de tensiune 20/6 kV, 1600 kVA
20. grup Diesel 6 kV și 2000 kVA
21. LEA 400 kV
22. LEA 110 kV

3.2 Calculul tehnic al puterilor
Se va proiecta partea electrică a c entralei electrice cu 4 grupuri generatoare
fiecare având puterea aparent ă SnG.
Energia electrică produsă va fi evacuată prin intermediul a două stații electrice
cu tensiunea U 1=110kV, respectiv U 2=400kV.
Legătură dintre cele două stații electrice, este as igurată de două
transformatoare.

Figura 3.2.1 Schema de principiu a staț iei

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

37
În această fază se aleg echipamentele din gama oferită de fabricanți, pornind de la
datele de proiectare individuale.

3.2.1. Generatorul
Generatorul sincron este o mașină electrică rotativă cu înfășurarea statorică conectată
la o rețea de curent alternativ, iar cea rotorică (care face parte din inductor) alimentată în
curent continuu.

Hidrogeneratoarele au ca mașină primară o turbină hidraulică; turația în acest caz este
de ordinul sutelor de rotații pe minut, iar numărul polilor este mai mare. Au polii rotorici
proeminenți, arborele este de obicei vertical.

Puterea d ebitată de un generator sincron:
𝑃=𝑘∗𝐷2∗𝐿∗𝑛0∗𝐴∗𝐵 (3.2.1. 1)
Unde:
k-coeficient de proporț ionalitate
D-diametrul rotorului î n metri
L-lungimea î n metri
n0-turația de sincronism rot/min
A-densitatea de curent î n 𝐴/𝑚𝑚2
B-inducția câmpului magnetic î n 𝑊𝑏/𝑚2

Mărirea puterii GS se face prin mărirea densi tății de curent A și rezolvarea
problemelor legate de evacuarea cantit ății de căldură corespunzătoare tuturor pierderilor
dependente de curent.

Cele 4 generatoare vor avea fiecare urmatoarele caracteristici:

 Tipul generatorului : TVF -250-2
 PnG [MW]: 250
 UnG[kV]:15.75
 CosφG[%]= 0.85
 X”d[%]=19
 Xi=26.1
 Xd[%]=191
 Fabricat in China

𝑆𝑛𝐺 =𝑃𝑛𝐺
Cos φG=250
0.85=294.12 [MVA] (3.2.1. 2)

Se aleg grupurile motor generator cu S nG=280 [MVA]

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

38

Figura 3.2.1.1 Hidrogenerator (sursa Hidroelectrica)

3.2.2. Transformatorul
Transformatorul este un echipament e lectric destinat să transforme doi dintre
parametrii energiei electrice (tensiunea și curentul). Funcționarea sa se bazează pe principiul
inducției electromagnetice.

În funcție de numărul fazelor, transformatoarele sunt monofazate sau polifazate. În
sistemul electroenergetic, cele mai utilizate sunt cele trifazate.

În funcție de numărul înfășurărilor aflate în cuplaj pe fiecare fază, transformatoarele
pot fi cu:
• două înfășurări;
• trei sau mai multe înfășurări.

Înfășurările unei faze pot fi denumite în mai multe moduri. Astfel, după tensiunea la
borne există uzanța de a se numi înfășurarea cu tensiunea cea mai mare drept înfășurare de
înaltă tensiune, înfășurarea de tensiune mică –înfășurarea de joasă tensiune și dacă există o a
treia înfășurare de tens iune intermediară – înfășurare de tensiune medie. Astfel de denumiri
pot însă crea confuzie cu denumirile rețelelor după tensiune. De exemplu, la un transformator
de 20/6 kV există riscul de a denumi înfășurarea de 6 kV drept înfășurarea de medie tensiune,
deși transformatorul leagă două rețele de înaltă tensiune (conform noilor standarde în
vigoare). Pentru a evita astfel de confuzii, în cele ce urmează, prin convenție, se vor denumi
înfășurările drept înfășurare de tensiune superioară, înfășurare de tensi une inferioară și,
respectiv, de tensiune mijlocie, dacă este cazul. Înfășurările unui transformator mai pot fi
denumite și în funcție de sensul tranzitului de energie drept înfășurare primară sau „primar”

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

39
(prin care se absoarbe energie), înfășurare secund ară sau „secundar”, iar dacă există o a treia
înfășurare aceasta se va numi înfășurare terțiară sau „terțiar”.

Transformatorul este caracterizat de o serie de mărimi cu ajutorul cărora pot fi
determinate schemele echivalente, regimurile de funcționare etc .

Tensiunile nominale ale înfășurărilor: U 1n U2n U3n , , etc. Prezentate sub forma U1n/U2n
sau U 1n/U2n/U3n aceste tensiuni reprezintă raportul de transformare.

Curenții nominali ai fiecărei înfășurări: I 1n, I2n, I3n etc.

Puterea nominală a transformat orului (când toate înfășurările au aceeași putere) sau
puterea nominală a fiecărei înfășurări (când nu toate înfășurările au aceeași putere): S n sau
S1n/S2n/S3n.

Tensiunea de scurtcircuit (când transformatorul are două înfășurări) sau tensiunile de
scurtc ircuit când transformatorul are trei sau mai multe înfășurări: 𝑢𝑠𝑐exprimată în procente.

Curentul absorbit la mersul în gol: 𝑖0 , exprimat în procente.

Puterile active absorbite la proba de mers în gol, respectiv la proba de mers în
scurtcircu it: 𝑃0, respectiv 𝑃𝑠𝑐; atunci când transformatorul are trei sau mai multe înfășurări se
precizează trei sau mai multe valori ale lui 𝑃𝑠𝑐. În practica energetică, aceste mărimi mai pot fi
exprimate sub forma 𝛥𝑃0 respectiv 𝛥𝑃𝑠𝑐, 𝑃𝐹𝑒respectiv 𝑃𝐵 etc.

Grupa de conexiuni a transformatorului, care indică modul de conectare al fiecărei
înfășurări precum și defazajul dintre tensiuni.

Conexiunea stea, simbolizată prin litera Y sau y, se obține prin legarea împreună a
capetelor de început sau de sfârșit ale celor trei înfășurări de aceeași tensiune, formându -se
astfel punctul neutru sau neutrul conexiunii.

Figura 3.2.2.1 conexiune stea a înfășură rilor transformatorului trifazat

Conexiunea triunghi, simbolizată prin litera D sau d, se obține legând borna de început
a unei înfășurări cu borna de sfârșit a înfășurării de pe altă fază.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

40

Figura 3.2.2.2 conexiunea triunghi a înfășurărilor transformatorului trifazat

Conexiunea zig -zag este simbolizată prin litera Z sau z. Pentru a putea obține o astfel
de conexiune, fiecare înfășurare se realizează din două părți și se leagă ca în fig ura de mai jos:

Figura 3.2.2.3 Conexiunea zig -zag a înfășură rilor unui transformator
Acesta este necesar pentru racordarea generatorului la stația electrică atunci cand
UnG<U 1
Pentru racordarea la cele doua statii se aleg transformatoare de bloc.

Un transformator de bloc este parcurs de un curent de putere electrica produsa de
generatorul corespunzator, și mai puțin de puterea necesară pentru ali mentarea serviciilor
propii.

Consumul de putere pentru servicii le propii de bloc si generale, ăn funcț ie de datele de
proiectare:
Ԑ𝑏=6.5 [%]
Ԑ𝑔=1.5 [%]
Ssp1grup=(Ԑ𝑏+Ԑ𝑔)*S nG=(0.065+0.015)*294.12=23.53 [MVA] (3)

Astfel ca prin transfor matorul de bloc va trece S’ nG:
S’nG= S nG-Ssp1grup =294.12 -23.53= 270.59 [MVA] ( 4)

În funcți e de putere a tranzitată și de tensiunea superioară de racord s -au ales
transformat oare de bloc trifazate cu doua înfășurări avâ nd urmatoarele caracteristici :

Transformatorul pentru 110kV :
 Tip: TITUS -OFAF
 SnTB_110 =280 MVA
 𝑈𝑛𝑙𝑇𝐵 _110=110 kV
 𝑢𝑘𝑇𝐵 _110=12.5%

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

41
 ΔPkTB_110 =550kW
 ΔP0TB_110 =85kW
 i0TB_110 =0,5%
 Fabricat in Româ nia
Transformatorul pentru 400kV:
 Tip: TRDTN 280000
 SnTB_400 =280 MVA
 UnTB_400 =220kV
 ukTB_400 =12%
 ΔP kTB_400 =526kW
 ΔP 0TB_400 =167kW
 i0TB_400 =0.6%
 Fabricat in China

In functi e de consumul de putere aparentă si al servici ilor propii de tensiune nominală
a generatoarelor s -au ales transformatoare de servic ii propii de bloc trifazate cu înfășu rare
secundară divizată avâ nd urmatoarele caracteristici:
 Tip: TRDN
 𝑆𝑛𝑇𝑠𝑝=16 MVA
 𝑢𝑘𝑇𝑠𝑝=10%
 𝛥𝑃𝑘𝑇𝑠𝑝=90 kW
 𝛥𝑃0𝑇𝑠𝑝=21 kW
 𝑖0𝑇𝑠𝑝=0.7%

Notatii:
 𝑆𝑛- putere aparentă nominală
 𝑢𝑘- tensiune de scurtcircuit nomi nală
 𝛥𝑃𝑘-pierderile de putere în înfaș urare
 𝛥𝑃0-pierd erile de putere î n fier
 𝑖0-curentul de scurtcircuit

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

42

Figura 3.2.2.4 Transformator de interconexiune (sursa Electroputere)

3.2.3. Turbina
Mașinile hidraulice sunt sisteme tehnice formate din organe rigide, cu mișcări bine
definite, care transformă energia hidraulică în energie mecanică, iar aceastea se numesc
“motoare hid raulice” sau transformă energia mecanică în energie hidraulică , fiind denumi te “
generatoare hidraulice”sau pompe. Turb inele hidraul ice fac parte din cadrul “motoarelor
hidraulice “. [10]

Mașinile în care energia mecanică primită la arborele primar este transformată în
energie hidraulică, iar apoi în energie mecanică, se numesc transformatoare hidraulice.

În cazul în car e mașina permite o dublă funcționare , atât ca turbină cât și ca pompă, ea
se numește mașină hidraulică reversibilă.

Din cadrul turbinelor hidraulice vom menționa următoarele tipuri: Kaplan, Francis,
Pelton, bulb și Deriaz., iar din categoria celor revers ibile amintim: bulb și Francis.

Turbina hidraulică ,din punct de vedere funcțional , este caracterizată de următorii
parametrii fundamentali:
 debitul notat Q și măsurat î n 𝑚3
 căderea notată H și măsurată în m col. apă
 puterea notata P și măsurată î n kW
 turația notată n și măsurată în rot/min

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

43
 randamentul notat η și mă surat în %
 inaltimea geometrica de aspiratie notata 𝐻𝑠 și măsurată în m col. apa
 coeficientul de cavitaț ie notat σ

Debitul turbinei se definește ca fiin d cantitatea de apă care intr ă în mașină în unitatea
de timp. Debitul se exprimă în unităț i de volum (Q), de greutate (G) sau de masă (m),
raportate la unitatea de timp.

Caderea turbinei se definește pornind de la noțiunea de energie specifică a lichidului ,
care se exprimă ca energ ie totală E raportată la greutatea fluidului G sau la masa m. Astfel:

𝑒=𝐸
𝐺=𝑝
ϓ+𝑧+𝑣2
2𝑔 (m coloana de apa) ( 3.2.3. 1)
Y=𝐸
𝑀=𝑃
𝜌+𝑔𝑧+𝑣2
2 (J/N) ( 3.2.3. 2)
Căderea , deoarece exprimă energia consumată de maș ină pentru a efectua lucru
mecanic, se definește ca diferența dintre energiile specifice de la intrare și ieșire din sistem
(sistem ce poate fi întreaga hidrocentrală sau numai turbina ) .

Căderea brută 𝐻𝑏 se definește ca fiind diferența dintre ener gia specifică a fluidului din
lacul de acumulare ( amonte ) și din canalul de fugă ( avalul centralei )
𝐻𝑏=𝑒𝐴𝑚−𝑒𝐴𝑣=𝑝𝐴𝑚−𝑝𝐴𝑣
ϓ+𝑧𝐴𝑚-𝑧𝐴𝑣+𝑣𝐴𝑚2−𝑣𝐴𝑣2
2𝑔 (3.2.3.3 )
sau
𝑌𝑏=𝑌𝐴𝑚−𝑌𝐴𝑣=𝑝𝐴𝑚−𝑝𝐴𝑣
𝜌+𝑔(𝑧𝐴𝑚−𝑧𝐴𝑣)+𝑣𝐴𝑚2−𝑣𝐴𝑣2
2 (3.2.3.4)

Dacă vom considera secțiunea de la intrare în turbină notată cu i și de la ieșire cu e ,
atunci căderea turbinei se exprimă sub forma:

H=𝑝𝑖−𝑝𝑒
ϓ+𝑧𝑖−𝑧𝑒+𝑣𝑖2−𝑣𝑒2
2𝑔 (3.2.3.5)

Prin randament sau eficiență se înțelege, în general raportul dintre energia utilă Eu
furnizată de către un sistem și energia absorbită 𝐸𝑎 . Randamentul turbinei se determină
astfel:

𝜂𝑇=𝑃
𝑃𝑎=𝑃
ϓ∗𝑄∗𝐻=𝑀∗𝜔
𝛶∗𝑄∗𝐻

unde: M -momentul motor la arborele turbinei
ω- viteza unghiulară

Pentru instalația noastră am ales o turbină Francis reversibilă .

Turbina Francis (fig. 3.2.3.1 ) se comportă optim în domeniul căderilor mijlocii H =
(50) 70÷450 (500) m și debitelor Q = (15÷100) m3 /s, turații specifice nS = (60÷360)
rot./min.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

44

Printre centralele hidroelectrice realizate pe plan mondial amintim: Krasnoiarsk –
Rusia ( P = 500 MW, H = 95 m, ); Monteynard – Franța ( P = 83 MW, H = 125 m, ); Itaipu –
Brazilia -Paraguay (P = 740 MW, H = 126.7 m).

Printre centralele hidroelectrice realizate la noi în țară amintim: Râul Mare –Retezat ,
Stejaru, Corbeni –Argeș ( P = 50 MW, H = 250 m, Q = 20 m3 /s, n = 428.6 rot./min.).

Figura 3.2.3.1 Turbi na Francis

3.3. Amplasarea staț iei
Centrala Hidroelectrică cu Acumulare prin Pompaj se compune din următoarele părți
constructive principale:
• Rezervorul superior cu un volum de 10 mil.mc amplasat pe un platou la cota 1000
m.d.M si realizat prin săpături și îndiguiri având în vedere principiul că volumul
săpăturilor să fie egal cu cel al umpluturilor din diguri.
• Rezervorul inferior cu un vol um util de 15 mil.mc, obiectiv amplasat la cota 500
m.d.M avand N.N.R. la cota 500 m.d.M si Niv.Min de expl. 485 m.d.M.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

45
• Centrala (pentru adă postirea echipamentului electromecanic), constructie subterana
amplasata in versantul stâ ng al a cumulă rii, compusă din caverna transformatoare lor avand
galerii de legătura î ntre ele , galerii pentru aspiratori, puț uri pentru van e, galerie de cabluri
și acces personal de exploatare.
• Derivaț iile reprezentâ nd uvra jele de transport hidraulic între rezervorul superior și
centrală și între centrală și rezervorul inferior, ș i care sunt compuse din urmatoarele
galerii: a) Galerii de m are presiune, constructie subterana inclinata la 45ș intre rezervorul
superior și clă direa centralei. Lungime L = 1096 m; diametru Ø= 6,00 m.
b) Galeriile de mica presiune (2 bucati), constructii subterane, aproape orizontale,
pentru evacuarea apei turbinate și aspiraț ia apei pomp ate între cl ădirea centralei ș i
rezervorul inferior. Lungime : 2 fire x 1.325. Diametru Ø= 6,20 m.
• Echipamentele electromecanice compuse din grupuri reversibile (cu regim de
pompare si de tu rbinare cu puterea 4 x 250 MW) și instalațiile aferente de acț ionare,
automatizare si racordare la sistemul Energetic N ațional (SEN).
• Construcții supraterane – bloc tehnic amplasat în galeria de acces principal format
din birouri, vestiare , ateliere, bloc tehnic amplasat în galeria de acces secundar si b locuri
de intervenție și locuinț e pentru personalul de exploatare.
• Instalații ele ctrice schema electrică monofilară a CHEAP cuprinde o serie de
instalații principale de 400 KV.

Acumularea superioară face parte din ansamblul cent ralei hidroelectrice cu
acumularea prin pompaj, centrală amplasată la coada lacului de acumulare. Acumularea
este amplasată pe malul stang al lacului de acumulare.

Realizarea rezervorului superior se face prin construirea unor diguri pe amplasamentul
situat pe deal.

Dimensionarea rezervorului superior s -a facut astfel încat să se realizeze o compen sare
a lucrarilor de terasament câ t mai bună, o mica parte din aces ta trebuind să fie depozitat, fiind
impropriu lucrarilor de umplutură. Astfel, pentru digu l perimetral se va folosi materialul
provenit din excavațiile efectuate î n ampriza lucrarilor.

Prismele amonte și latura sudică a digului se vor realiza din anrocamente provenite fie
din rocă alterată, fie din rocă sănatoasă. Coluviul va fi folosit pentr u partea aval a digului.
Pentru filtre se vor folosi agregate de concasaj.

În profil transversal, digul se va realiza din anrocamente, avand înalțimi pană la 40 m
cu panta taluzului amonte 1:1,80, iar panta taluzului aval 1:2,80 cu berme de 6 m la cota
1000,00 mdM și 955 mdM. Lățimea la coronament este 7,00 m.

Prismele amonte și latura sudică a digului se vor realiza din anrocamente provenite fie
din rocă alterată, fie din rocă sănătoasă. Coluviul va fi folosit pentru partea de aval a digului.
Pentru fi ltre se vor folosi agregate de concasaj.

În restul rezervorului numai prismul amonte se realizează din anrocamente, partea aval
executandu -se din coluviu în interiorul căruia se prevad filtre ș i un prism drenant la piciorul
aval. Etanșarea digurilor se face cu o mască din beton bitumin os executată in 3 straturi (16 cm
grosime) pe un strat suport din piatra spartă. Covorul bitumos este extins pe toata suprafata

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

46
bazinului. Un sistem de drenaj este prevazut sub mască și covor. Eventualele debite de
infiltraț ii sunt captate într -o galerie perimetrală.
Adâncimea medie a rezervorului este de 32,50 m.

Princ ipalele caracteristici ale lucră rii:
– cota coronamentului – 1016,50 mdM
– cota medie a fundului – 953,00 mdM
– suprafaț a fundului – 234000mp
– volumul lacului la NNR – 10 mil.mc.
– suprafa ța lacului la cota 1016,50 mdM – 388,750 mii mp
– volumul de excavații î n coluviu – 3050,00 mii mc
– volumul de excavații în roca alterată – 1869,00 mii mc
– volumul de excavații în roca de bază – 1717,00 mii mc
– umpluturi din anrocamente – 2587,00 mii mc
– umpluturi de coluviu – 1747,00 mii mc
– filtre – 623,00 mc – suport mască – 210,00 mc
– suprafața măștii de etanș are – 433,00 mp
– lățimea la coronament – 7,00 m
– panta taluzului amonte – 1:1,8
– panta talu zului aval – 1:1,8/1:2,8 cu berme de 6,00 m

Datele hidrologice de bază , niveluri, debite ș i volum e de apă ale bazinului superior:
– volumul util de exploatare: 10 mil mc;
– volumul minim de explotare: 0,16 mil. mc;
– volumul maxim de explotare: 10,36 mil. mc;
– volumul î n centrul de greutare: 5,0 mil. mc;
– debitul maxim evacuat prin descărcăt orul de suprafaț ă Q=152 m3 /s;
– debitul total de turbinare: 4×53 m3 /s;
– debitul total de pompare; 4×38 m3 /s.

Acumularea inferioară are un volum util de 15 mi l.mc.

Obiectivul existent este amplasat pe un rau la cota talveg 441,00 mdM ș i realizat de
barajul din beton arm at în dublu arc .

Datele hidrologice de bază pentru acumularea inferioara , necesare pentru
dimensionarea lucrărilor propuse sunt:
– debitul mediu multianual al raului Q=14,0 m3 /s;
– debite maxime cu diferite asigurări (p%):
 debit de asigurare Q5%=238 m3 /s;
 debit de calcul Q1%= 440 m3 /s;
 debit de verificare Q0,1%= 760m3 /s.
– capacitatea maximă a evacuatorilor, Qmax= 795 m3 /s, peste aceast ă valoare începe
deversarea peste baraj
– debite evacuate :
 descărcător de suprafată Q=540 m3 /s;
 descarcator de semifund Q=2×82,50= 165 m3 /s;
 vana conică Q=30 m3 /s;

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

47
 debit instalat centrală Qi= 2×30=60 m3 /s.

Nivelul normal de retenție: 521,5 mdM c u un volum aferent de 70,3 mil. mc.

Nivelul minim de exploatare: 514 mdM cu un volum aferent de 55,70 mil. mc.

Volum util 14,60 mil. mc.

Înalțimea barajului 97 m.

Debit instalat pe un grup 32,70 m3 /s.

Numar grupuri -2.

Putere instalată pe grup 22,50 MW.

Energie produsă într -un an hidrologic mediu 80 GWh.

Centrala este compusă din:

1.Caverna sălii mașinilor care are o lungime de 115 m, o lațime de 23 m și o înă lțime
de 45 m. Lungimea este determinată de amplasarea celor 4 grupuri reversibile binare, cu
putere unitară de 250 MW, cu distanț a între axe de 21 m și platforma de montaj cu o lungime
de 35 m, amplasată, la unul din capetele centralei unde ajunge galeria de acces principal în
central, ambele avâ nd ra dierul fundat direct pe rocă. Lățim ea cavernei a reieșit din diametrul
turbinei, spațiul pentru vanele sferice și spaț iul necesar amplasarăii anexelor mecanice,
precum și din diametrul generatorilor și spaț iul pentru anexele electrice de mai sus. Înalțimea
cavernei este impusă de nivelul as piratorilor, turbină, generator și de înalțimea de transport a
pieselor cu podul rulant (transformator, rotorul agregatului). Structura din beton armat a
centralei constă din elemente masive (radiere, pereți, cuve, f undații agregate) cadre și planș ee
pentr u infrastructur a; cadre simple, grinzi și planș ee pentru suprastructură. Sala mașinilor este
deservi tă de doua poduri cu forța la câ rlig de 200/50 t. Podul rulant spr ijină pe structura de
rezistență a centralei avân d deschiderea de 16 m. Cota axului turbin ei este 444,00 mdM, și a
sălii mașinilor 458,00 mdM, cota la care se află și platforma de montaj. Anexele electrice sunt
amplasate în lungul centralei pe peretele aval, peste nivelul sălii mașinilor și conțin: camera
de comandă, camera de panouri de grup s i servicii proprii, baterii de acumulatori, camera
calculatorului, laboratoare PRAM, sala de instructaj vestiare, grupuri sanitare, birouri, scări la
ambele capete.
2.Caverna transformatorului – are o lungime de 120 m, o lăț ime de 19 m și o
înalțime de 22 m. Lungimea a rezultat din amplasarea transformatorilor ridicători de 400 kV
în dreptul grupurilor de centrală și a transformatorilor de 1 10 kV și 25 kV amplasați în capă tul
centralei dinspre accesul principal. Lățimea cavernei a rezultat din dimensiunile boxelor trafo
de 400 kV și a culoa rului de transport a acestora pâ nă la boxe. Înalțimea cavernei a rezultat
din spatiul necesar, pe v erticala transformatorilor, spaț iul de deasupra transformatorilor unde
sunt amplasate spațiile de transformare de 400 kV si 110 kV, precum și a celor de 6 kV ș i
20kV și a transformatorilor de servicii auxiliare. Deasupra acestora este instalată o
monogrindă de 5 tf. Cota radierului cavernei, trafo este 458,00 mdM care este cota la care
intră accesul principal și cota nivelului sălii mașinilor.
3.Galeriile de legatura între cele doua caverne

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

48

a. Galeria de acces princip al între cele două cavern e este amplasată la un capăt al
sălii mașinilor, cu lățime de 12 m, și asigură transportul transformatorilor pe șine
din sala mașinilor, un de sunt descărcați de pe trailer cu podul rulant și rotiți în
poziț ia de introducere, în boxele din caverna transformatorilor. Galer ia are
lungime de 35 m și o secț iune de 100 mp, fiind în continuarea accesului principal
la cota sălii mașinilor.

b. Galeriil e de legatură între grup ș i transformator sunt în număr de 4 la nivelul
generatorilor, as igurand legă tura între generatori și transformatori.

c. Galeriile as piratorilor sunt în numar de 4 și subtraversează caverna
transformatorilor.

d. Puțurile vanelor de as pirație amplasate pe culua rul cavernei transformatorilor în
dreptul fiecă rui aspirator.

e. Galeria secundară de legatura unește cele două caverne la capă tul op us platformei
de montaj, asigurâ nd evacuarea în caz de incendiu.

Galeria de acces principal intră în subteran din versantul stâ ng al lacului Tarnița și
debușează pe platforma d e montaj a centralei, trecâ nd prin caverna transformat orilor. Are o
lungime de 850m făcând o curbă foarte ușoară cu raza de 500 m și avand o panta de 10%.
Secțiunea este de 50 mp, asigurâ nd transportul pieselor cu gabaritul cel mai mare
(transformatori, distribuitori, rotor generatori).

Galeria de cabluri asigură transportul energiei la tensiunea de 400 kV, 110 kV,
20kV, accesul secundar al personalul ui, introducerea aerului p roaspă t, precum si evacuarea
gazelor nocive si a fumului provenit din avarii. Es te compartimentată corespunzător, având ș i
un sistem de stins incendiu prin pulverizarea apei. Are o lungime de cca. 700 m orizontal la
nivelul platformei exterioare de pe malu l lacului Tarnița cota 530 mdM și un tronson de 150m
înclinat cu panta 1:1,5 pen tru a ajunge î n caverna t ransformatorilor la nivelul stațiilor de 400
kV, 110 kV și al podurilor de cabluri care sunt la cota 468 mdM.

Structura galeriilor, const ă din bolta, pereți și radier din b eton armat. S -a prevazut Bc
15 și Bc 22,5 armat cu oteluri PC 52 și PC 60.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

49
CALCULUL ECONOMIC

4.1. Analiza SWOT
a. Puncte tari
O CHEAP are un cost de exploatare scazut comparativ cu alte tipuri de centrale de
energie electrica . Pe lang ă costurile de exploa tare reduse durata medie de via ță este de
aproximativ 80 -100 ani.
Un alt avantaj al unei centrale cu acumulare prin pompare este c ă poate avea o putere
instalat ă cuprins ă între 1000 si 3000 de MW și un timp de reac ție foarte ra pid corelat
capacita ții instalate, acesta fiind de doar cateva secunde.
Pe lânga aceste aspecte are o eficien ță de 75 -80% și nu este influen țată de fluctua ția
prețului diver șilor c ombustibili deoarece nu necesit ă importul de astfel de materii.
b. Puncte sla be
Unicul și singurul dezavantaj pe care îl prezint ă o astfel de central ă este acel a că este
dependent ă de geomorfologia loca ției, aceasta geomorfologie conduc ând la cre șterea
dificulta ții de construire.
c. Oportunit ăți
Odat ă cu dezvoltarea unei astfel de cen trale se poate m ări capacitatea inslat ă în
centrale eoliene sau solare in SEN , astfel c ă rezult ă un raport de 1 MW de energie stocat prin
pompaj pentru 5 -6 MW de energie eolian ă/solar ă. Cu o putere de 2000 MW instalat ă în
centrale cu acumulare prin pompaj se poate asigura o dezvoltare major ă a poten țialului eolian
în Româ nia. Pe lang ă asta cu cat c ăderea este mai mare între cele doua rezervoare, cu atat
volumul lor se reduce, impactul asupra mediului reduc ându-se și el.
d. Amenin țări
Dată fiind constr ângerea l egată de amplasarea unei astfel de centrale, exist ă posibilit ăți
limitate de dezvoltare a unor astfel de proiecte in Româ nia. O alt ă amenin țare pentru un astfel
de proiect este dat ă de lipsa expertizei tehnice pentru proiectarea, construirea si exploatarea
unei astfel de centrale.

4.2. Contextul general
În fiecare zi România are grupuri ce sunt nevoite să își opr ească producția
deoarece energi a pe care aceștia ar produce -o ar fi peste cererea înregistrată pe
piață.
Foarte multe centrale ce produc energie electr ică din surse de baza precum
huilă, lignit, etc sunt nevoite să întrerupă producția deoarece costul lor de producție
este mare.
Dat fiind contextul actual energia consumată dealungul unei zile este în mare
parte provenită din surse hidro, nucleare, eoliene și fotovoltaice.
Realizarea unei CHEAP în România ar ajut a această producție să se extindă și
multe din grupurile care actualmente sunt nevoite să producă intermitent energie
electrică să aibă posibilitatea să funcționeze continuu, energia produsă fiind s tocată
cu ajutorul CHEAP .

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

50
4.3. Analiza cost beneficiu CHEAP

Analiza cos t beneficiu este o metodă economică de determinare a fezabilitatii unui proiect
de investiții .
Analiza cost -beneficiu include trei etape fiecare cu costurile aferente :
a. Etapa de proiectare și construcție :
 mai multe contracte de proiectare și construcție ar fi atribuite prin licitație
pentru diverse componente ale investiției, în funcție de bugetul alocat pentru
proiect;
 având în vedere baza de date istorice, perioada de la lansare până la atribuire
durează aproximativ 12 luni
 preț fix nominal pentru perioada planificată de proiectare și con strucție, dar
numai pentru etapa de construcție planificată inițial;
 procedurile de atribuir e a contractelor de achiziție publică se demarează în
funcție de asigurarea sursei de finanțare. În acest caz este vorba de bugetul de
stat;
b. Etapa de operare și întreținere
 lucrările de întreținere și operare ar urma să fie achiziționate separat de
lucrările pentru etapa de construcție/ î n regie proprie în funcție de bugetul
alocat anual și nu neapărat după criterii de performanță;
 în cazul lucrărilor de întreținere și operare în baza achiziționării acestor servicii
și lucrări intervine procedura de a chiziție publică care poate conduce la
decalări și întârzieri în realizarea acestora. Nu se are în vedere o strategie pe
termen lung corelată cu partea de proiectare inițială.
 după caz, plățile se efectuează în funcție de progresul lucrărilor sau sunt
cupri nse în bugetul ME în cazul lucrărilor în regie proprie; cu toate că decizia
privind realizarea altor investiții și concepția lor (cu privire la obiect, calendar,
specificații tehnice) pg. 94 rămâne a autorității contractante, este posibil ca
întreținerea s ă nu se realizeze pe baza unor considerente de optimizare din
punct de vedere tehnic, ci pe considerente legate de prioritizarea utilizării
fondurilor disponibile, în cazul în care ar exista proiecte cu nevoi de investiții
imediate sau mai ridicate.
c. Etapa de finanțare
 sursa de f inanțare a costurilor ar fi bugetul de stat si, deci, în ultimă instanță,
orice credit este contractat la nivel de stat, costurile fiind înregistrate imediat în
bilanțul sectorului public, contribuind astfel la creșterea deficitului bugetar;
 nevoi ridicat e de finanțare pentru autoritatea contractantă, în special în etapa de
realizare a investiției propriu -zise;
 pentru realizarea plăților privind lucrările de construcție, activitățile de
întreținere etc., autoritatea contractantă are nevoie de un nivel rid icat de
împrumut, rezultând un nivel crescut al gradului de îndatorare pentru Guvernul
României;
Prin analiza economică se urmărește estimarea impactului și a contribuției proiectului
la creșterea economică la nivel regional și național. Aceasta este real izată din perspectiva
întregii societăți (municipiu, regiune sau țară), nu numai din punctul de vedere al
proprietarului infrastructurii. Proiectul este unul cu impact național și chiar transfrontalier.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

51
Analiza financiară este considerată drept punct de p ornire pentru realizarea analizei
socio -economice. În vederea determinării indicatorilor socio -economici trebuie realizate
anumite ajustări pentru variabilele utilizate în cadrul analizei financiare.
Scopul principal al analizei economice este de a evalua dacă beneficiile proiectului
depășesc costurile acestuia și dacă merită să f ie promovat. Analiza este elaborată din
perspectiva întregii societăți nu numai din punctul de vedere al beneficiarilor proiectului, iar
pentru a putea cuprinde întreaga varietate de efecte economice, analiza include elemente cu
valoare monetară directă, p recum costurile de construcție și întreținere și economiile din
costurile de operare ale navelor și ale vehiculelor, precum și elemente fără valoare de piață
directă, precum creșterea notorietății zonei, fapt ce ar putea să atragă și alti investitori în vi itor
și impactul de mediu.
Toate efectele sunt cuantificate financiar (adică primesc o valoare monetară) pentru a
permite realizarea unei comparări consistente a costurilor și benefic iilor în cadrul proiectului
și apoi sunt adunate pentru a determina beneficiile nete ale acestuia. Astfel, se poate
determina dacă proiectul este dezirabil și merită să fie implementat. Cu toate acestea, este
important de acceptat faptul că nu toate efecte le proiectului pot fi cuantificate financiar, cu
alte cuvinte nu tuturor efectelor socio -economice li se pot atribui o valoare monetară.
Anul 201 9 este luat ca bază fiind anul întocmirii analizei cost -beneficiu. Prin urmare,
toate costurile și beneficiile sunt actualizate prin prism a prețurilor reale din anul 201 9.
Perioada de referință folosită este de 50 de ani. Aceste ipoteze au fost de asemenea adoptate în
conformitate cu normele europene asa cum sunt descrise în ‘Guide to cost -benefit analysis of
investment projects’ – “Evaluation Unit – DG Regional Policy”, Comisia Europeană.
Ca indicator de performanță a lucrărilor de modernizare s -au folosit Valoarea Netă
Actualizată (beneficiile actualizate minus costurile actualizate) și Gradul de Rentabilitate
(rata beneficiu/cost). Acesta din urma exprimă beneficiile actualizate raportate la unitatea
monetară de capital investit. În final, rezultatele sunt exprimate și sub forma Ratei Interne de
Rentabilitate: rata de actualizare pentru care Valoarea Netă Actual izată ar fi zero.

Valoarea net ă actualizată
Se numește venit net actualizat suma algebrică a veniturilor nete anuale
actualizate.
Forma analitică a criteriului depinde esențial de momentul de referință
considerat pentru actualizare. Din acest punct de vedere, apar două cazuri disti ncte,
și anume:
 momentul de referință considerat pentru actualizare este momentul demarării
proiectului de investiții;
 momentul de referință considerat pentru actualizare momentul începerii
exploatării proiectului de investiții.
În cazul considerării dr ept moment de r eferință a momentului demarării proiectului de
investiții, venitul net actualizat se determină cu relația:

VNA= ∑𝑉𝑁𝑖−𝐶𝑖−𝐴𝑖−𝐼𝑖
(1+𝑎)𝑖𝑛
𝑖=1 (4.3.1)
unde : 𝑉𝑁𝑖 – sunt încasările în anul i
𝐶𝑖 – sunt cheltuielile de exploatare din anul i
𝐴𝑖 – anuitățile plătite în anul i pentru returnarea creditelor
𝐼𝑖 – investițiile efectuate din fonduri propii din anul i
a – rata de actualizare

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

52
n – durata în ani pe care se calculeaz ă venitul net actualizat
Durata de timp pe care se calc uleaza venitul net actualizat se obține dupa formula

n=𝑛𝑟+𝑛𝑓 (4.3.2)
unde: 𝑛𝑟- durata de realizare a proiectului
𝑛𝑓- durata de fu ncționare
În cazul considerării drept moment de referință a momentului începerii
exploatării proiectului de investiții, venitul net actualizat se determină cu relația:

VNA= ∑𝑉𝑁𝑖−𝐶𝑖−𝐴𝑖
(1+𝑎)𝑖𝑛𝑓
𝑖=1−∑ 𝐼𝑖(1+𝑎)𝑖 𝑛𝑟
𝑖=1 (4.3.3 )
Soluția va fi considerata economica doar daca VNA ≥0.

Rata interna de rentabilitate
Rata internă de rentabilite a unei investiți i (RIR) reprezintă acea rată de actualizare
pentru care venitul net actualizat se anulează, respectiv:

VNA= ∑𝑉𝑁𝑖−𝐶𝑖−𝐴𝑖−𝐼𝑖
(1+𝑎)𝑖 =0𝑛
𝑖=1 (4.3.4)
unde RIR= 𝑎0
Calculul Ratei Interne de Rentabilitate a Proiectului ( RIR) se bazează pe ipotezele:
 Toate beneficiile și costurile incrementale sunt exprimate în prețuri reale 2018,
în Euro;
 RIR este calculată pentru o durată de 50 ani a Proiectu lui. Aceasta include
perioada de investiție (primii șapte ani, notați convențional cu anii 0 -6),
precum și perioada de exploatare, până în anul 50 (anul efectiv 2067);
 Viabilitatea economică a Proiectului se evaluează prin compar area RIR cu
Rata de actualizare (a). Valoarea a utilizată în analiză este 5,5%. Prin urmare,
Proiectul este considerat fezabil economic, dacă RIR este mai mare sau egală
cu 5,5%, condiție ce corespunde cu obținerea unui raport beneficii/cost uri
supraunitar.

Raportul Beneficiu -Cost (B/C) evidențiază măsura în care beneficiile proiectului
acoperă costurile ace stuia. În cazul când acest raport are valori subunitare, proiectul nu
generează suficiente beneficii și are nevoie de finanțare (suplimentară).

Fluxul de numerar cumulat reprezintă totalul monetar al rezultatelor de trezorerie
anuale pe întreg orizontul d e timp analizat.

Valoarea investiției totale de capital este de 1 miliard EURO, eșalonată pe o perioadă
de 5 ani, cu procentele de eșalonare conform graficului de eșalonare a investiției. S -a luat în
considerare următoarea eșalonare a costurilor de capital:

Anul 1 11%
Anul 2 22%
Anul 3 26%
Anul 4 28%
Anul 5 13%

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

53
Tabel 4.3.1 Ipoteza de baza , măsurile cuantificate și indicatorii de rezultat ai analizei
economice
Categorie Indicator Descriere
Ipoteza de baza
Rata de actualizare a 5,5
Anul de actualizare a
costurilor 2019
Anul de baza al
costurilor 2019
Perioada de analiză
din care 50 de ani
Construcție 5 ani 2020 -2025
Operare 45 ani 2025 -2070
Rata de schimb lei/euro 4,73
Costuri economice CI cost de investitie
Cex cost de intretinere si operare
Indicator de rezultat RIR Rata interna de rentabilitate
VNA Valoare neta actualizata

Tabel 4.3.2 Deviz general al investiției

Tabel 4.3.3 Planificarea valorică pe ani de execuție
Anul 1 2 3 4 5 Total
% 11 22 26 28 13 100
DG total
(mii euro) 110000000 220000000 260000000 280000000 130000000 10000000 00

Tabel 4.3.4 Indic atori de rentabilitate economică
Principalii para metri și indicatori Valori pentru
prețuri minime Valori pentru prețuri
maxime
Rata de actualizara (%) 5,5% 5,5%
Valoare neta actualizata (VNA) 0,51 miliarde euro 0,87 miliarde euro
Rata interna de rentabilitate(RIR) 8.65 10.94
Raport cost -beneficiu (R CB) 1.48 1.86

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

54
Tabel 4.3.5 Calculul indicatorilor eco nomici în ipoteza pesimist ă (prețuri minime)

Tabelul 4.3.6 Calculul indicatorilo r economici în ipoteza o ptimist ă (prețuri mari)

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

55
CONCLUZII

Existența unei CHEAP în România ar produce noi perspective de dezvoltare a
sectorului energiilor regenerabile cu caracter intermitent precum energi a eoliană și
fotovoltaică.

Piața de energie electrică din România cât și piața de servicii tehnice de sistem ar
căpăta o flexibilitate mult mai mare.

Existența unei CHEAP ar ajută la reglarea Sistemului Energetic Național.

În cazul unor avarii la unul dintre producători , CHEAP poate începe producția în doar
câteva secunde asigurând astfel continuitatea în alimentare a sistemului.

Deși costul investiției este ridicat, pe termen lung existența unui astfel de proiect ar
aduce beneficii majore pentru piața de energie.

Construirea unei CHEAP ar favoriza trecerea de la producția de energie din surse
poluante precum cele nucleare sau termo către surse de energie verde.

Central a nu ar e impact asupra apelor și biodiversității din zona în care va fi instalată
dacă este exploatată în mod corespunzător.

Central a are o durat ă mare de viață, ceea ce conferă siguranță sistemului energetic, iar
eforturile se pot concentra ulterio r spre descoperirea de noi metode de stocare.

Dezvoltarea proiectelor de acumulare prin pompare si -au avut apogeul în perioada
anilor 70 -80 astfel că dezvoltarea unui astfel de proiect în prezent nu prezintă o siguranță
foarte mare dat fiind c ă în urmatorii ani perspectiva de d ezolvoltare a noi tehnologii de stocare
este în creștere.

Date fiind argumentele anterior menționate un astfel de proiect prezintă foarte multe
controvers e. Există posibilitatea ca acest proiect să nu fie tocmai benefic în situația actuală a
României.

Dat fiind c ă RIR>a atât în ipoteza prețurilor minime cât și în ipoteza prețurilor mari
putem considera proiectul ca fiind fezabil din punct de vede re al investiției.

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

56
BIBLIOGRAFIE

1. Rehman Shafiqur, Al -Habhr ami, Luai, Alan Md ; Pumped hydro energy storage system, A
technological review , Research Gate 2014
2. A ten -mile storage battery, Popular Science, iulie 1930, pagina 60
3. CHEAP -Centrala hidroelectric ă cu acumulare prin pompare , despretot.info/cheap –
centrala -hidroelectrica -cu-acumulare -prin-pompaj -cheap/
4. „Optimizarea energetică a centralelor hidrolelectr ice cu acumulare prin pompare” , Autor
ing. Moaed Bibal Othman, Editura Politehnica
5. Guangzhou Pumped -storage Power Station (PDF) ;
https://web.archive.org/web/20110707050431/http://www.chincold.org.cn/news/li080321 –
9-Guangzhou.pdf
6. Bath County Pumped -storage Station ;
https://web.archive.org/web/20120103080341/http://www.dom.com/about/stations/hydro/
bath-county -pumped -storage -station.jsp
7. Huizhou Pumped -storage Power Station ,
http://www.power.alstom.com/home/about_us/projects_under_execution/hydro/55239.EN
.php
8. Dniester Pumped Storage Plant, Ukraine ;
https://web.archive.org/web/20071021000328/http://www.bankwatch.org/project.shtml?a
pc=162059 -1972478 –1&s=1972478
9. 2003 -2004 Electricity Review in Japan;
https://web.archive.org/web/20130604171616/http://www.japannuclear.com/files/Electrici
ty%20Review%20Japan%202003 -04.pdf
10. Analiza cost -beneficiu -mediu, http://www.qreferat.com/referate/geografie/ANALIZA –
COST -BENEFICIU -MEDIU939.php ;
11. Centrala hidroelectrică cu acumulare prin pompaj Tarnița -Lăpuștești (Raport la studiu de
evaluare a impactului asupra mediului, S.C. Hidroelectrica S.A. Sucursala Hidrocentrale
Cluj)
12. Virgil Dumbrava, Curs piata de energie
13. Cătălina C ristina PETICĂ, Elena Iuliana ANGHEL, Basarab Dan GUZUN, Iulian
BARBOIANU, Mihai Șerban SINDILE , SISTEME DE MONITORIZARE ÎN CONDIȚII
DE RISC A CENTRALELOR HIDROELECTRICE CU ACUMULARE PRIN
POMPARE (CHEAP)
14. Lacramioara Diana ROBESCU , Curs Ma șini hidraulice
15. Dumitru, I., Visul profesorului DORIN PAVEL construirea de centrale hidroelectrice cu
acumulare prin pompaj în România. A 4 Conferință a Hidroenergeticienilor din România,
Dorin Pavel, București.
16. Cătălina Cristina PETICĂ, Basarab Dan GUZUN, Alexandru Ionuț C HIUȚĂ ,
IMPACTUL CENTRALELOR HIDROELECTRICE CU ACUMULARE PRIN
POMPARE (CHEAP) ASUPRA INFRASTRUCTURII CRITICE
17. Comisia națională de statistică și prognoză, STUDIU DE FUNDAMENTARE Centrala cu
Acumulare prin Pompaj Tarnița –Lapuștești
18. Sorina Costina ș, Gabriela Nicoleta Sava, Tudor Dumitru Leonida, Partea electrica a
centralelor si statiilor, indrumar de laborator, editura Politehnica Press, București 2013

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

57
19. Strategia energetică a României 2019 -2030, cu perspectiva anului 2050 ,
http://energie.gov.ro/wpcontent/uploads/2019/03/Strategia_Energetica_FINAL_02_nov_2
018.docx
20. Eduard Minciuc, Finanțarea proiectelor energetice
21. Chiuță, Alexandru -Ionuț, Creativitate ingi nerea scă, www.creativitate.cf , 2018
22. Chiuță, Alexandru -Ionuț, Energetică Generală, www.energetica.cf , 2018
23. Chiuță, Alexandru -Ionuț, Echipamente Electrice, www.echipamente.cf , 2018
24. Chiuță, Alexandru -Ionuț, Instalații energetice, www.instalatii.cf , 2018
25. http://www.transelectrica.ro/piata -angro

Influența CHEAP asupra pieței de energie electric ă și a producției
de energie din România

58
ANEXĂ

A.1 Simboluri și s emne convenț ionale