Enel X ar urma să primească licența de agregator de energie electrică, pe care, din informațiile noastre, o va folosi pentru a pune în practică sistemul demand-response pe piața din România.
“Proiect de decizie și raport privind acordarea licenţei pentru activitatea de agregare societăţii ENEL X ROMANIA SRL”. Acesta este unul dintre punctele de pe ordinea zi a comitetului de reglementare a Autorității de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), prima din acest an, care va avea loc în 11 ianuarie.
Dacă ANRE va și aproba cererea celor de la Enel, aceasta va fi prima licență de agregator de energie electrică acordată vreodată în România
Enel avea în plan de mai multă vreme să solicite o licență de agregator în România, pe care o va folosi pentru a presta servicii de demand-response pe piața românească. Enel X România, divizia de servicii inovative a companiei, a avut o prezentare la formul energetic regional FOREN, care a avut loc vara trecută, în care a devoalat o parte din aceste planuri.
Practic, odată obținută licența de agregator, Enel X ar urma să “strângă” mai mulți clienți, cu al căror consum să presteze servicii de echilibrare, atât în avanatajul lor, cât și al rețelei, echilibrand practic rețeaua prin intervenții asupra consumului, nu a producției de energie. Nu știm dacă Enel are deja clienți care să fie interesați de acest sistem în România sau va încerca să îi atragă după ce va obține licența.
Ce este „demand response”
Programele de echilibrare a rețelei prin managementul consumului sunt create pentru remunerarea unor mari consumatori de energie, precum fabricile, centrele de date sau centrele comerciale, astfel încât acești consumatori să-și poată ajusta consumul de energie prin reducerea sau creșterea lui, cu scopul stabilizării rețelei. Sistemul presupune remunerații acordate utilizatorilor pe tot parcursul anului, pentru disponibilitatea acestora de a răspunde în eventualitatea unei urgențe a rețelei, precum și plăți suplimentare în cazul în care intervenția lor este necesară.
Programul oferă o mai mare flexibilitate a rețelei, stabilitate și o utilizare mai eficientă a infrastructurii energetice, în vederea menținerii unor prețuri cât mai scăzute la electricitate pentru toți consumatorii. S-a calculat că 10% din costurile rețelei sunt generate de asigurarea vârfului de consum de energie pentru 1% din timp, și este mult mai scump să existe o centrală care să producă în acest “vârf” decât un sistem flexibil de reducere voluntară a consumului.
Astfel, operatorul de transport are la dispoziţia sa o „centrală electrică virtuală”, obținută prin agregarea puterilor puse la dispoziție de mai mulți client care aleg să intre în sistem, care poate interveni pentru asigurarea echilibrului dintre producţia de energie şi consum, acţionând asupra ultimei componente. Operatorul are la dispoziție astfel încă o unitate dispecerizabilă, de o putere suficient de mare încât să aibă o contribuție relevantă la echilibrare, dar fără să fie nevoit să facă eforturile de administrare pentru a relaționa cu acei câteva zeci sau poate sute de consumatori.
Exemplele de consumatori potenţiali: consumatori industriali mari care au posibilitatea de a ajusta nivelul producției, centre comerciale – care au iluminat și sisteme de climatizare flexibile, clădiri de birouri – pe partea de iluminat și climatizare, instalații de tratare a apei – care pot amâna sau dimpotrivă, pot începe mai devreme procesele de tratare care consumă electricitate; instalații de irigat care au capacități de acumulare a apei – pot avea flexibilitatea de a decide când doresc să acumuleze apa, dacă e nevoie de consum, sau să amâne acest proces – dacă e nevoie de reducerea consumului.
Din punct de vedere tehnic sunt necesare platforma pusă la dispoziție de către operatorul demand response, contorizare inteligentă la client și sisteme de automatizări în instalațiile înscrise pentru ca dispecerizarea să se poată face în timp util – de la comandă la efectuarea tehnică a operațiunilor necesare.
Practic, clienţii se înscriu în platformă şi primesc un discount la tariful de electricitate, din start, timp de un an. Apoi, când este necesară echilibrarea sistemului apelând la consumul lor, sunt stipendiaţi suplimentar pentru asta.
Aceste centrale virtuale sunt deja destul de folosite în Germania, Australia sau SUA, iar piața, care se ridică acum la 600 de milioane de dolari, ar urma să ajungă la 2,3 miliarde la nivelul anului 2028. Enel avea un portofoliu de 7.500 MW, la jumătatea anului, care îngloba circa 15.000 de locuri de consum în toată lumea.
Enel are programată pentru acest an vânzarea tuturor afacerilor din România, iar cumpărător ar urma să fie, potrivit datelor de acum, compania de stat Public Power Corporation din Grecia.
Citește și:
Prețul spot al energiei în Româna a crescut anul trecut de 2,4 ori: 1.303 lei/MWh, media ponderată a anului 2022
