NOTE privind interpretarea informațiilor prezentate grafic
1. Capacitatea de racordare pentru fiecare zonă de rețea se actualizează conform Ordinului ANRE nr. 137/2021;
2. Situația centralelor electrice și consumatorilor care au Contract de Racordare (CR) sau Aviz Tehnic de Racordare (ATR) fără întărirea rețelei electrice se actualizează conform Ordinului ANRE nr. 137/2021;
3. Determinarea capacității de racordare s-a realizat luând în considerare:
• RET și RED 110 kV fără considerarea întăririlor de rețea prevăzute în planurile de dezvoltare ale operatorilor de rețea;
• Centralele electrice puse în funcțiune și cele care au CR sau ATR fără întărirea rețelei electrice;
• Posibilități de racordare repartizate relativ uniform pentru puteri suplimentare în funcție de capacitatea rețelei electrice și de nivelul de tensiune, pe toate sub-zonele de rețea din fiecare zonă analizată;
4. Valoarea calculată pentru capacitatea de racordare s-a determinat ca diferență între puterea produsă în zona de rețea analizată la limita de verificare a criteriului de siguranță (N – 1) și puterea produsă de centralele electrice puse în funcțiune și considerate în regimul de dimensionare;
5. Capacitățile de racordare pentru zonele RET includ atât puterea generată de unitățile de producție care se pot racorda la RET, cât și excedentul zonelor RED 110 kV provenit din diferența dintre puterea generată și consumul din rețeaua de distribuție;
6. Racordarea de noi unități de producție la RED 110 kV este condiționată atât de disponibilitatea capacității de racordare în RED 110 kV, cât și de cea în RET;
7. Situația generală a puterilor instalate în centrale electrice în diverse stadii (CR, ATR, studiu de soluție avizat/în curs de avizare sau cerere de racordare cu documentație completă) se actualizează lunar. Doar cererile de racordare la RET cu documentație completă au fost considerate, cele de racordare la RED nefiind cunoscute de CNTEE Transelectrica SA;
8. Factori care pot influența valorile capacităților de racordare:
• Puterea consumată în zonă analizată (racordarea consumatorilor cu CR sau ATR fără întărirea rețelei electrice într-o zonă conduce la creșterea capacității de racordare pentru noi unități de producție);
• Locul de racordare pentru noile centralele electrice (concentrarea într-o anumită parte dintr-o zonă de rețea a cererilor de racordare poate conduce la limitarea posibilităților de racordare în zona respectivă);
• Evoluția puterii instalate în centrale noi dintr-o zonă poate avea influență asupra capacității de racordare dintr-o altă zonă alăturată;
• Modul de evoluție a puterii instalate în centralele din țările vecine influențează capacitatea de racordare în zonele A, D, F, E;
• Dezvoltarea rețelei electrice de transport (realizarea de noi legături de evacuare dintr-o zonă, reconductorarea sau trecerea la tensiunea de 400 kV a unor instalații care în prezent funcționează la tensiunea de 220 kV conduc la creșterea capacității de racordare).
9. Capacitatea de racordare pentru perspectivă (perioada 2025-2030) pentru fiecare zonă a fost estimată pornind de la capacitatea calculată pentru prezent (2022) la care s-a adăugat o creștere de capacitate datorată proiectelor din Planul de Dezvoltare a RET aprobat. Creșterile de capacitate pentru zone au fost extrase din diferite studii disponibile la momentul actual. După realizarea studiilor de dezvoltare a RET pentru noul Plan de Dezvoltare, aceste valori se vor actualiza.
10. S-au luat în considerare următoarele proiecte din Planul de Dezvoltare a RET aprobat pentru perioada 2020-2029:
• LEA 400kV Cernavodă-Gura Ialomiței-Stâlpu cu termen de PIF în anul 2023 și cu impact asupra capacității zonei A;
• LEA 400kV Smârdan-Gutinaș cu termen de PIF în anul 2024 și cu impact asupra capacității zonei A;
• Reconductorare LEA 220kV Stejaru-Gheorgheni-Fântânele cu termen de PIF în anul 2024 și cu impact asupra capacității zonelor A și J;
• LEA 400kV Porți de Fier-Reșița cu termen de PIF în anul 2025 și cu impact asupra capacității zonei E;
• Trecerea la 400kV a axului 220kV Brazi Vest – Teleajen - Stâlpu cu termen de PIF în anul 2025 și cu impact asupra capacității zonelor A și C;
• LEA 400kV Medgidia Sud-Constanța Nord cu termen de PIF în anul 2026 și cu impact asupra capacității zonei A;
• Trecerea la 400kV a axului 220kV Reșița-Timișoara-Săcălaz-Arad cu termen de PIF în anul 2027 și cu impact asupra capacității zonei E;
• Al doilea circuit LEA 400kV Tulcea Vest-Isaccea cu termen de PIF în anul 2029 și cu impact asupra capacității zonei A;
• Reconductorarea LEA 220kV Urechești - Târgu Jiu Nord - Paroșeni - Baru Mare – Hașdat cu termen de PIF în anul 2030 și cu impact asupra capacității zonei D.
