ALEGEREA TRASEULULUI LINIILOR ELECTRICE AERIENE

În ultimele decenii, dezvoltarea sistemelor electroenergetice s-a făcut deseori mai ales

pe seama dezvoltării producţiei de energie electrică în centrale cu puteri instalate tot mai mari

sau mai îndepărtate de centrele de consum şi mai puţin prin crearea de capacităţi de transport

necesare pentru evacuarea puterii din anumite zone sau pentru transferul puterii între regiuni

sau zone ale sistemului, în cadrul tranzacţiilor realizate pe piaţa de energie electrică.

Pe de altă parte, în contextul actual al promovării energiei electrice produse din surse

regenerabile de energie (SRE), construirea unor noi linii electrice la înaltă şi foarte înaltă

tensiune, care să evacueze puterea produsă din SRE în zone izolate ale sistemului, către

centrele de consum, reprezintă fără îndoială o soluţie mai eficientă din punctul de vedere al

mediului decât construirea unei centrale pe combustibili fosili în interiorul zonei de consum. Pe

de altă parte costurile construirii acestor linii nu sunt nici ele de neglijat.

În acest context, alegerea traseului liniilor electrice aeriene de IT şi FIT devine o

problemă tot mai dificilă, însă necesitatea rezolvării acestei probleme este recunoscută de toţi

actorii implicaţi în exploatarea sistemului. Acuitatea acestei probleme se pune diferit, de la un

stat, la altul, în funcţiei de caracteristicile sistemului energetic al acelui stat. De exemplu, pentru

România, la nivelul consumului actual şi pentru condiţiile actuale privind tranzacţiile cu energie

electrică, se apreciază că nivelul capacităţii de transport a reţelelor de IT şi FIT este suficient. Pe

de altă parte, dezvoltarea producţiei de electricitate din SRE este în ţara noastră în fază

primară, caracterizată de o rată de dezvoltare excepţională. Astfel, în ţara noastră, singura

resursă regenerabilă pentru care există proiecte importante în este energia eoliană. Conform

unui studio al Transelectrica (2008), puterea totală instalată în parcul eoliana din România în

prezent este de 7 MW, însă pentru extinderea sa, s-au primit cereri de racordare care

totalizează 4000 MW, s-au emis avize tehnice de racordare pentru 910 MW şi avize de

încadrare în SEN pentru 620 MW. Pe de altă parte, în sistemul românesc limita actuală a puterii

instalate în centrale eoliene (limită impusă de volatilitatea resursei eoliene primare, care face

ca pentru fiecare MW instalat într-o centrală eoliană, în sistem să existe o rezervă terţiară

rapidă de până la 0.9 MW) este de cca. 1000 MW.

În alte ţări, cum ar fi S.U.A. şi unele state europene, este unanim recunoscută opinia conform

căreia creşterea capacităţii de transport a reţelelor de IT şi FIT a rămas în urma dezvoltării

consumului de energie electrică. Exemple care ilustrează deficitul de capacitate de

transport sunt criza de electricitate din California1, respectiv avariile produse în noiembrie

2006 în Europa2 sau în august 2003 în S.U.A.3. Deficitul de capacitate de transport din sistemul

nord-american este ilustrat în Fig. 1.

Fig. 1 – Ratele medii anuale de creşterea a capacităţii de transport şi a consumului de energie

electrică în S.U.A. , conform Herst (2001).

1 Deşi criza de energie electrică din California a fost cauzată cu prioritate de acţiunile speculative

promovate în perioada 2000-2001 pe o piaţă parţial dereglementată de unele companii precum binecunoscuta Enron, această criză s-a manifestat şi sub forma unor congestii de sistem cauzate de capacităţi reduse de transport pe anumite linii de interconexiune.

2 În Europa, incidentul a fost iniţiat în reţeaua de transport din Germania, prin suprasarcina creată ca urmare a deconectării unei linii de transport. Avaria s-a extins până în Franţa, la Paris, în Belgia, Italia şi Spania, fiind considerată cel mai grav incident produs după anii 1970.

3 În S.U.A. incidentul din august 2003 a afectat zona de nord-est a continentului nord-american. Raportul final a stabilit ca principală cauză a incidentului neglijenţa unei companii regionale de distribuţie din zona Ohio, care nu a curăţat vegetaţia din lungul coridorului unor linii de transport. Astfel, pierderea unei centrale electrice în perioada de vârf de sarcină a condus la supraîncărcarea unor linii care, în urma contactului cu vegetaţia de pe culoarul de acces au ieşit din funcţiune. Evenimentele în cascadă care au urmat, au condus în cele din urmă la ieşirea din funcţiune a mai bine de 100 de centrale electrice.

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

1979-1989 1989-1999 1999-2009

RA

TA A

NU

ALA

DE

CR

ESTE

RE

[% /

an

]

Capacitate de transport [GW-mile] Varf de vara [GW]

În ciuda acestui deficit de capacitate de transport, atitudinea majorităţii celor implicaţi

în exploatarea sistemului faţă de construcţia de noi capacităţi de transport şi distribuţie la IT şi,

în special, la FIT poate fi rezumată astfel: „Nu se poate construi sau, dacă s-ar putea, n-ar vrea

nimeni să investească în asemenea elemente de infrastructură”. În acest context, se admite

existenţa a două cauze a lipsei de interes pentru construirea de noi elemente de infrastructură

în reţeaua de transport:

- Absenta sau insuficienţa unor stimulente economice pentru asemenea investiţii, Levin

(2001) şi

- Stabilirea traseului liniilor electrice este o sarcină într-atât de dificilă încât construcţia

unor linii noi devine nefezabilă din punct de vedere economic, datorită costurilor

adiţionale generate de factori imprecis cuantificaţi, care stau la baza acestei alegeri,

Kuhn (2002).

Cele două cauze adresează de fapt două etape disjuncte: faza de planificare a capacităţii

de transport a reţelei, care poate fi asociată stimulentelor economice, respectiv faza de

stabilire a traseului liniei, care poate fi abordată numai după ce proiectul analizat a fost declarat

necesar din punct de vedere tehnic şi fezabil din punct de vedere economic. Ca urmare, se

impune separarea costurilor totale pentru construirea unei noi linii electrice în două

componente:

- Costuri pentru capacitatea de transport, care regrupează costurile cu caracter

predictibil, cum ar fi costurile cu achiziţia terenului, a echipamentelor, materialelor şi

costurile cu forţa de muncă, asociate toate construcţiei stâlpilor şi pozării

conductoarelor şi dispozitivelor conexe.

- Costuri pentru stabilirea traseului liniei, care regrupează costuri cu o predictibilitate

mult redusă, cum ar fi costurile cu obţinerea aprobărilor, a autorizaţiilor de construcţie

pentru culoarul liniei, elaborarea unor soluţii alternative, organizarea unor întâlniri cu

autorităţile publice şi alte persoane interesate sau adresarea şi rezolvarea unor

probleme legate de impactul noii linii asupra mediului.

Pentru cele două cauze care determină scăderea interesului pentru construirea de noi

capacităţi de transport se oferă detalii suplimentare în continuare.

1. Cauza 1 – Stimulente economice

O soluţie pentru evaluarea preliminară a stimulentelor economice care pot veni în

sprijinul deciziei de construire a noi capacităţi de transport într-un sistem dat o reprezintă

analiza costurilor şi profiturilor potenţiale generate de această decizie. De exemplu, în Vajjhala

(2007)se prezintă o asemenea analiză efectuată pentru o porţiune a sistemului energetic din

S.U.A., care conţine 61 perechi de zone între care se pot construi noi linii de transport, la

tensiunea nominală de 230 kV. Din cele 61 perechi de zone, 55 se află în regiunea vestică a

sistemului, iar celelalte 6 perechi, în regiunea estică. Profiturile pe care le poate aduce

construcţia unei linii între două zone ale sistemului sunt evaluate pe baza tranzacţiilor pe

pieţele de energie din cele două zone şi a economiilor pe care le poate produce noua linii prin

reducerea congestiilor între cele două zone. Pe de altă parte, pentru costurile de construcţie a

liniilor, s-a considerat numai componenta asociată costurilor pentru capacitatea de transport ,

fără a lua în calcul componenta asociată stabilirii traseului liniei. Pentru aceste costuri s-au

considerat trei ipoteze: (i) costuri mari – 500 000 USD/milă-circuit, (ii) costuri medii – 350 000

USD/milă-circuit şi (iii) costuri reduse – 200 000 USD/milă-circuit.

Rezultatele calculelor efectuate pentru acest caz, Vajjhala (2007), sunt reproduse în Fig.

2, unde fiecare punct este asociat unei linii definite între fiecare pereche de zone din cele 61

menţionate. Fiecare din aceste puncte are o abscisă corespunzătoare lungimii liniei dintre cele

două zone, exprimată în mile-circuit, şi o ordonată corespunzătoare profiturilor pe care

construcţia liniei respective le aduce. Pe de altă parte, cele trei drepte din Fig. 2 corespund

celor trei ipoteze privind costurile specifice de construcţie a liniilor (costuri mari, costuri medii şi

costuri reduse).

După cum rezultă din reprezentarea grafică din Fig. 2, în ipoteza unor costuri medii de

construcţie a liniilor, profiturile potenţiale depăşesc costurile aferente pentru circa 30% din

liniile posibil a fi construite.

Acest tip de analiză evidenţiază faptul că, la nivelul stimulentelor economice, în

condiţiile considerate pentru piaţa de energie şi costurile de construcţie, există oportunităţi

pentru investiţii în creşterea capacităţii de transport şi obţinerea unor profituri rezonabile.

Fig. 2 – Profituri şi costuri potenţiale pentru construirea de noi capacităţi de transport pentru

cazul unui sistem cu 61 perechi de zone, considerate ca pieţe de energie individuale, conform

Vajjhala (2007).

PR

OFI

T [

mili

oan

e U

SD]

Mile - circuit

Regiunea de Est

Regiunea de Vest

Costuri mari Costuri medii

Costuri reduse

2. Cauza 2 – Dificultăţi în stabilirea traseului liniilor electrice

În contextul sistemelor electroenergetice, dificultăţile în stabilirea traseului liniilor

electrice rezultă din volumul mare al culoarului liniilor electrice (în special al celor aeriene) şi a

numărului mare de persoane potenţial afectate de prezenţa liniei respective. Spre deosebire de

centralele electrice care se caracterizează printr-o locaţie unică (fac excepţie de la acest caz

fermele eoliene sau cele solare, care pot ocupa suprafeţe însemnate în teren), liniile electrice

de IT şi FIT pot traversa un număr însemnate de state sau regiuni. Aceasta este principala

proprietate care particularizează infrastructura de transport în raport cu alte tipuri de

infrastructură în cadrul unui sistem energetic. Totuşi pot exista şi alţi factori, cum ar fi anumite

bariere impuse de mediu, opoziţia publică sau aspecte de reglementare, care să se modifice

substanţial de la un stat la altul sau de la o regiune la alta şi care să determine particularizarea

suplimentară a infrastructurii de transport în cadrul unui sistem energetic.

Deseori, cuantificarea dificultăţilor în stabilirea traseului liniilor electrice apelează la

aprecieri de natură subiectivă, care s-ar preta foarte bine unor reprezentări bazate pe logica

fuzzy. În acest sens, în Vajjhala (2007) se indică ca exemplu tipic de variaţie a dificultăţilor de

stabilire a traseului unei linii electrice cazul a două state din S.U.A.: California şi Texas. Astfel, în

California stabilirea traseului liniei este descrisă ca „extrem de dificilă”, în timp ce în Texas

descrierea este „relativ simplă”. Asemenea descriptori calitativi, deşi surprind foarte bine

extremele condiţiilor de stabilire a traseului liniei, oferă prea puţine posibilităţi de descriere a

problemelor şi soluţiilor practice pe care stabilirea traseului unei linii electrice le ridică în cele

două state. Pentru a răspunde acestei deficienţe, în Vajjhala (2007) se propune definirea a

patru indicatori cantitativi care să descrie dificultăţile în stabilirea traseului liniilor electrice.

Aceşti indicatori sunt:

- Un indicator economic, care foloseşte variaţiile costului marginal de producţie a energiei

electrice;

- Un indicator geografic, care măsoară gradul de suprapunere a capacităţii de transport şi

a centrelor de consum în cadrul unei regiuni;

- Un indicator fizic, care măsoară gradul de realizare a infrastructurii considerate, în

raport cu propunerea iniţială şi

- Un indicator de natură subiectivă, care foloseşte aprecieri ale experţilor din domeniu.

2.1. Indicatorul economic – Variaţia costului de producţie

Pentru acest indicator se are în vedere necesitatea reevaluării reţelei de transport din

punctul de vedere al capacităţii sale de a face faţă noului context concurenţial şi de

reglementare care caracterizează pieţele de energie formate în ultimul deceniu. Din acest punct

de vedere este larg răspândită opinia conform căreia reţeaua de transport este împinsă tot mai

mult către limitele de exploatare, astfel încât congestiile care se produc pe liniile din sistem

împiedică utilizarea eficientă a capacităţilor de producţie existente. Într-o formulare alternativă,

lipsa de capacitate de transport face să se resimtă mai acut restricţiile privind controlul

fluxurilor de putere în sistem, împiedicând realizarea fizică a tranzacţiilor pe piaţa de energie

electrică, care să înlocuiască energia scumpă cu energie ieftină, EEI (2001).

De fapt, această opinie reflectă indirect dificultăţile legate de stabilirea traseului liniilor

electrice, deoarece zonele din sistem care, din diverse motive, nu îşi pot utiliza capacităţile de

producţie existente vor avea o cerere de putere / energie mai mare, dar şi un nivel mai ridicat al

stimulentelor economice pentru construirea de noi capacităţi de transport.

Indicatorul economic care cuantifică dificultăţile de amplasare a noilor capacităţi de

transport este definit pornind de la observaţia conform căreia variaţii de amploare ale

costurilor de producţie într-o anumită regiune, în raport cu alte regiuni, indică existenţa unor

congestii pe liniile de interconexiune şi / sau lipsa de capacitate disponibilă cauzată de

dificultatea amplasării unor noi capacităţi de transport. Acest indicator exprimă de fapt

economiile care ar putea fi realizate prin reprogramarea optimă a încărcării grupurilor din

sistem, pentru asigurarea unui cost minim de producţie, în ipoteza ideală în care ar fi posibil

controlul total al fluxurilor de putere în regiunea considerată.

Tabelul 1 – Indicatorul economic pentru necesarul de capacitate de transport şi dificultăţile de

amplasare a acesteia (MED – Valoare medie; DIF – Diferenţa (Max-Min); AS – Abatere

standard; ECON – Economii [mii USD]).

Regiunea

Cost de producţie pentru producţia de bază (USD/MWh)

Cost de producţie pentru producţia la vârf (USD/MWh)

MED DIF AS ECON (mii

USD) MED DIF AS

ECON (mii USD)

R1 14.74 33.27 6.97 7 - - - -

R2 22.52 33.33 7.08 36530 - - - -

R3 - - - - 82.27 229.52 49.21 126525

R4 - - - - 66.21 60.56 22.71 85

R5 12.69 7.18 2.73 292 - - - -

În Tabelul 1 se indică valori orientative ale costurilor specifice de producţie în regim de

bază şi la vârf de sarcină pentru cinci regiuni. Aceste date evidenţiază faptul că regiunile pentru

care există un potenţial însemnat de economisire funcţionează în prezent în condiţii

suboptimale, prin utilizarea producătorilor cu preţuri mari un timp mai îndelungat decât

producătorii cu preţuri mici.

De exemplu, pentru regimul de bază, în regiunile R1 şi R2, unde diferenţele între

costurile minim şi maxim sunt aproximativ aceleaşi (de cca. 33 USD/MWh), economiile

potenţiale diferă substanţial, de la 7 mii USD în cazul regiunii R1, la 36530 mii USD în cazul

regiunii R2, tocmai pe seama utilizării unor producători cu preţuri mai mari în regiunea R2 (cost

mediu de 22.52 USD/MWh) sau mai mici în regiunea R1 (cost mediu de 14.74 USD/MWh). În

mod asemănător, pentru regimul de vârf de sarcină, în ciuda unei diferenţe superioare între

costurile maxim şi minim (229.52 USD/MWh), economiile posibil a fi realizate pe piaţa de

energie din regiunea R3 (126525 mii USD) sunt net superioare celor ce ar putea fi obţinute în

regiunea R4 (numai 85 mii USD), pe baza unui cost mediu al producţiei curente mai mare în

regiunea R3 (82.27 USD/MWh) decât în regiunea R$ (66.21 USD/MWh).

Pe de altă parte, regiunea R5 ilustrează cazul neutru al unei zone în care o bună parte

din producţia de energie electrică este exportată şi unde costurile de producţie fiind mai mici

decât în restul zonelor şi economiile posibil a fi realizate prin instalarea de noi capacităţi de

transport sunt foarte reduse.

2.2. Indicatorul geografic – Distribuţia producţiei şi consumului

O altă măsură a necesităţii dezvoltării de noi capacităţi de transport o reprezintă

poziţiile relative dintre locaţiile capacităţilor de producţie existente şi locaţiile centrelor de

consum în cadrul unei regiuni. Indicatorul geografic folosit pentru cuantificarea acestei măsuri

exprimă proporţia populaţiei unei regiuni (ca măsură indirectă a nivelului de consum din

regiune) care se găseşte într-o arie precis delimitată în jurul centrelor de producţie.

Un model de principiu pentru evaluarea acestui indicator este descris în Vajjhala (2007)

şi foloseşte reprezentarea grafică din Fig. 3, obţinută pe baza unui model GIS (Geographic

Information System) al ariilor de acoperire. Astfel, în jurul fiecărui centru de producţie (centrală

electrică) se construiesc arii de acoperire circulare, cu raze variabile (de exemplu, 2km, 8 km,

16 km etc), care se suprapun peste informaţiile de recensământ privind densitatea populaţiei,

pe zone demografice . Pe această bază, pentru fiecare zonă demografică din regiunea analizată

se calculează gradul de includere în zonele de acoperire ale centrelor de producţie. În principiu,

este de dorit ca întreaga populaţie din regiunea analizată să fie inclusă în zonele de acoperire

ale centrelor de producţie.

Pe de altă parte, folosind acelaşi set de date, se determină proporţia populaţiei din

regiunea analizată care este deservită în ariile de acoperire din fiecare categorie, corespunzător

dimensiunilor menţionate. Din acest punct de vedere, o valoare mare a proporţiei populaţiei

deservite într-o arie de acoperire cu o rază mică indică poziţii relative apropiate ale centrelor de

producţie şi celor de consum şi sugerează o cerere redusă pentru noi capacităţi de transport.

Dimpotrivă, o valoare mică a proporţiei populaţiei deservite într-o arie de acoperire cu rază

mare indică poziţii relative îndepărtate ale centrelor de producţie şi celor de consum şi

sugerează o cerere importantă pentru noi capacităţi de producţie.

Un alt indicator semnificativ pentru caracterizarea dificultăţilor de amplasare a noilor

capacităţi de transport se poate calcula ca reprezentând panta dreptei de regresie asociată ratei

de creştere a proporţiei populaţiei deservite în fiecare arie de acoperire estimată în funcţie de

raza ariei respective. Din punctul de vedere al acestui indicator, valori mici ale pantei dreptei de

regresie sugerează un necesar sporit de capacitate de transport.

Pentru ilustrarea modului de utilizare a indicatorului geografic, în Tabelul 2 se indică

valori orientative ale proporţiei populaţiei deservite în arii de acoperire de rază variabilă,

inclusiv panta dreptei de regresie menţionate, pentru trei cazuri particulare. De exemplu,

pentru regiunea R1, unde panta dreptei de regresie şi gradul de acoperire pentru deservirea

populaţiei au valori maxime (0.047, respectiv 100% pentru raza maximă a ariei de acoperire),

necesitatea de construire a unor noi capacităţi de transport este minimă. Dimpotrivă, în cazul

regiunii R3, cu o pantă a dreptei de regresie de 0.015 şi un grad de acoperire de numai 38.8 %,

este evident un deficit în capacitatea de transport din regiune. Un caz intermediar, cu valori

medii ale celor doi parametri, corespunde regiunii R2, pentru care necesitatea construirii de noi

capacităţi de transport trebuie fundamentată şi pe alte criterii.

Tabelul 2 - Indicatori geografici pentru necesarul de capacitate de transport şi dificultăţile de

amplasare a acesteia.

Regiunea Proporţia populaţiei deservite în arii de acoperire cu raza de: Panta

dreptei de regresie

2 km 8 km 16 km 24 km 32 km 40 km

R1 0.6 % 11.0 % 42.4 % 79.7 % 99.2 % 100 % 0.047

R2 0.9 % 4.7 % 5.9 % 59.8 % 60.7 % 61.7 % 0.031

R3 0.1 % 1.9 % 8.8 % 15.5 % 19.3 % 38.8 % 0.015

Fig. 3 – Ilustrarea modelului GIS al ariilor de acoperire pentru evaluarea indicatorului geografic

al dificultăţii de amplasare a liniilor electrice, conform Vajjhala (2007).

2.3. Indicatorul fizic – Realizarea lucrărilor de creştere a capacităţii de transport

Cel de al treilea indicator recomandat de Vajjhala (2007) pentru cuantificarea

dificultăţilor în amplasarea noilor capacităţi de transport este un indicator fizic care exprimă

diferenţa dintre lungimea totală a liniilor de transport propuse spre a fi construite şi lungimea

liniilor propriu-zis construite. Acest indicator are în vedere faptul că, tocmai datorită

dificultăţilor de amplasare a noilor linii de transport, o parte din obiectivele propuse iniţial pot

rămâne nefinalizate.

Deşi acest indicator ar pute reprezenta cea mai directă cuantificare a dificultăţilor de

amplasare a capacităţilor de transport, lipsa datelor necesare estimării valorilor sale a impus

identificarea unor indicatori alternativi, cum ar fi rata de creştere a capacităţii de transport

dintr-o regiune, raportată la creşterea:

- Capacităţii de producţie

- Producţia netă anuală de energie

- Volumul vânzărilor anuale de energie sau

- Consumul anual de energie.

De exemplu, în Fig. 4 se indică curbele de variaţie a ratelor anuale de creştere pentru

capacitatea de transport, pe de o parte, şi producţia netă, respectiv vânzările nete de energie,

pe de altă parte. Valori similare, calculate însă sub forma diferenţelor între ratele de creştere

pentru mărimile de raportare de mai sus şi rata de creştere a capacităţii de transport pot fi

folosite ca alternative pentru indicatorul fizic de realizare a lucrărilor de creştere a capacităţii de

transport. De exemplu, în Tabelul 3 se indică valori orientative ale acestor indicatori pentru trei

situaţii (un caz mediu şi două cazuri limită).

Fig. 4 – Ratele anuale de creştere pentru capacitatea de transport, producţia netă şi

vânzările de energie electrică, conform Vajjhala (2007).

0

5

10

15

20

25

30

1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

Rat

e an

ual

e d

e cr

este

re [

%]

Vanzari anuale (MWh)Productie neta anuala (MWh)Capacitate de transport (km-circuit)Linear (Vanzari anuale (MWh))

Tabelul 3 – Indicatori fizici pentru necesarul de capacitate de transport şi dificultăţile de

amplasare a acesteia (CP – Capacitate de transport; PN – Producţie netă; CP – Capacitate de

producţie; V – Vânzări).

Regiunea Creştere medie anuală Diferenţe între ratele de creştere

CT PN CP V PN - CT CP - CT V - CT

R1 -5.85 % 3.62 % 0.36 % 4.85 % 9.46 % 6.20 % 10.69 %

R2 2.24 % 1.61 % 0.75 % 4.54 % -0.63 % -1.49 % 2.29 %

R3 14.76 % -1.48 % 2.32 % 3.55 % -16.24 % -12.45 % -11.22 %

De exemplu, datele din Tabelul 3 pentru regiunea R1 indică o valoare mare a diferenţei

între ratele de creştere a producţiei nete de energie electrică şi a capacităţii de transport (9.46

%), ceea ce este echivalent cu o rămânere în urmă a construcţiilor pentru dezvoltarea

capacităţii de transport faţă de producţia netă din zonă şi sugerează necesitatea construcţiei de

noi linii electrice. Pe de altă parte, pentru regiunea R3, rata de creştere relativă are o valoare

negativă (-16.24 %), ceea ce indică o creştere excesivă a capacităţii de transport în zonă şi

necesitatea temperării unor noi lucrări în acest sens.

2.4. Indicatorul subiectiv – Opinii ale specialiştilor

S-a constatat că planificarea reţelei de transport şi stabilirea amplasamentului acesteia

sunt influenţate nu numai de factori obiectivi, cum ar fi cei economici sau geografici, ci şi de

modul în care sunt percepute dificultăţile de amplasament de către diferiţii factori de decizie.

Astfel, în timpul procesului de selectarea a soluţiilor tehnice si a studiului de fezabilitate, este

posibil ca o zonă a sistemului cunoscută pentru dificultăţile specifice de amplasare a noilor

capacităţi de transport să fie exclusă a priori din calcul.

De regulă, pentru crearea unui indicator de natură subiectivă, care să reflecte aspectele

legate de amplasarea noilor capacităţi de transport, se apelează la sondarea opiniei

specialiştilor în domeniu, care pot face parte din companii de utilitate publică, companii private,

agenţii de reglementare, firme de consultanţă şi altele. De exemplu, pe baza unui asemenea

sondaj, în Vajjhala (2007) se raportează următoarele tipuri de restricţii de natură subiectivă de

care trebuie să se ţină seama la selectarea unei soluţii de extindere a capacităţii de transport

într-o regiune:

- Topografia terenului şi mediul înconjurător (terenuri accidentate, zone cu rezervaţii

naturale, habitate protejate etc)

- Reglementările la nivel regional (obţinerea avizelor de construcţie, decizii de expropriere

etc)

- Reglementările la nivel naţional (obţinerea avizelor de mediu şi pentru soluţiile tehnice

etc)

- Coordonarea între agenţiile guvernamentale (măsura în care o parte dintre avizele

necesare se obţin prin coordonarea unor cerinţe la nivel interguvernamental)

- Opoziţia publică (de regulă opoziţia publică faţă de construcţia liniilor electrice aeriene

se manifestă în legătură cu posibilele probleme de sănătate şi securitate pe care le

poate crea câmpul electromagnetic)

Fiecare dintre aceşti factori pot interveni în mod diferit în percepţia celor care

interpretează dificultăţile pe care le pot crea aceşti factori în amplasarea noilor capacităţi de

transport. De exemplu, Fig. 5 ilustrează rezultatele unui sondaj de opinie – Census (2000) – sub

forma importanţei pe care fiecare categorie de intervievat o acordă celor 5 factori menţionaţi

mai sus.

Fig. 5. Percepţia diferiţilor actori asupra factorilor de influenţă pentru amplasarea noilor

capacităţi de transport.

3. Modelul de regresie

Atât factorii obiectivi, cât şi cei subiectivi care afectează gradul de dificultate al

amplasării noilor capacităţi de transport pot fi grupaţi în trei categorii:

- Factori publici

- Factori de reglementare si

- Factori de mediu.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Utilitati private Firme de consultanta

Agentii guvernamentale

Utilitati publice Altele

Imp

ort

anta

[%

]

Opozitia publica

Reglemetari regionale

Topografie / mediu

Coordonare agentii

reglementari nationale

Pe baza principalelor categorii de factori individualizaţi mai sus, se poate constitui un

bazin de selecţie pe criterii statistice a variabilelor independente care pot fi folosite pentru

estimarea indicatorilor care descriu dificultăţile în stabilirea traseului liniilor electrice. Astfel, în

Vajjhala (2007), pentru estimarea indicatorilor:

1. Economii pentru regimul de bază (vzi indicatorul economic);

2. Economii pentru regimul de vârf de sarcină (vezi indicatorul economic);

3. Proporţia populaţiei unei regiuni care nu este deservită într-o arie de acoperire cu raza

de 24 km (vezi indicatorul geografic);

4. Creşterea anuală a producţiei nete de electricitate în raport cu capacitatea de transport

(vezi indicatorul fizic);

5. Percepţia subiectivă a dificultăţilor de amplasare a noilor capacităţi de transport (vezi

indicatorul subiectiv)

se menţionează ca fiind selectate pe baza unei analize statistice de corelaţii următoarele

variabile independente:

1. Numărul de agenţii de reglementare regionale implicate în obţinerea avizelor (gradul de

dificultate creşte o dată cu numărul de agenţii);

2. Suprafaţa regiunii analizate (gradul de dificultate scade o dată cu creşterea suprafeţei

regiunii, deoarece se apreciază că suprafeţele mai mari asigură un acces mai uşor la

spaţiile deschise şi la culoarele liniilor electrice);

3. Cota de suprafeţe agricole în suprafaţa totală a regiunii (gradul de dificultate scade o

dată cu creşterea cotei suprafeţei agricole în suprafaţa totală, ca urmare a implicaţiilor

mai reduse de natură topografică şi de mediu în zonele agricole şi a accesului mai uşor la

spaţiu pentru amplasamente);

4. Cota de suprafeţe protejate în suprafaţa totală a regiunii (gradul de dificultate creşte o

dată cu creşterea cotei suprafeţelor protejate, ca urmare a creşterii numărului de avize

de mediu necesare şi a opoziţiei publice legate de protejarea mediului şi a speciilor rare

şi a poluării vizuale);

5. Densitatea de populaţie (gradul de dificultate creşte o dată cu creşterea densităţii de

populaţie, ca urmare a creşterii riscului de manifestare a opoziţiei publice şi a

disponibilităţii reduse a spaţiului în mediul urban).

6. Capacitatea totală de producţie pe cap de locuitor în regiune (gradul de dificultate scade

o dată cu creşterea capacităţii de producţie pe cap de locuitor);

7. Cota de energie electrică importată din consumul total de energie (regiunile care

importă o cotă însemnată din consumul de energie electrică sunt asociate unui grad de

dificultate sporit, datorită distanţelor mai mari între centrele de producţie – în afara

regiunii – şi centrele interne de consum);

8. Cota de energie electrică exportată din producţia totală de energie (ca şi în cazul

energiei importate, o cotă mai mare a exportului de energie este corelată cu un grad de

dificultate mărit, datorită distanţelor de transport mai mari).

Pe baza celor 8 variabilelor independente prezentate mai sus, în Vajjhala (2007) se

prezintă rezultatele analizei statistice realizate în vederea estimării celor 5 variabile dependente

folosind un model de regresie liniară. Sinteza acestor rezultate este prezentată în Tabelul 4, sub

forma tipului de corelare (pozitivă sau negativă) şi a variabilelor independente folosite pentru

estimarea fiecareia din variabilele dependente (pentru fiecare ecuaţie de regresie au fost

reţinute numai variabilele independente cu un nivel de semnificaţie <0.1).

Semnul asociat notaţiilor din Tabelul 4 indică modul în care se corelează variaţia

variabilelor dependente cu variaţiile variabilelor independente. De exemplu, „Densitatea

populaţiei” şi „Exportul de energie” prezintă întotdeauna o corelaţie pozitivă, adică la variaţia

variabilei independente într-un sens, se produce o variaţie în acelaşi sens a variabilei

dependente (estimate). Dimpotrivă, „Producţia de energie pe cap de locuitor” prezintă

întotdeauna o corelaţie negativă, adică la variaţia acestei variabile independente într-un sens,

variabila dependentă (estimată) variază în sens contrar. Pe de altă parte, se constată că

majoritatea indicatorilor de cuantificare a gradului de dificultate se estimează numia pe baza

unui număr limitat de variabile independente (maximum 3, dar în majoritatea cazurilor este

suficientă o singură variabilă).

Pe ansamblu, acest tip de analiză oferă o evaluarea cantitativă fundamentală a interacţiunii

dintre factorii care influenţează dificultatea de amplasare a noilor capacităţi de transport şi a

contribuţiei lor la stabilirea gradului de dificultate.

Tabelul 4 – Sinteza modelului de regresie pentru estimarea indicatorilor de dificultate a

amplasării noilor capacităţi de transport.

Variabile dependente

Variabile independente

Numărul de agenţii de

reglementare

Suprafaţa totală

Densitatea populaţiei

Suprafaţa agricolă

Suprafaţa protejată

Producţia de

energie pe cap de locuitor

Import de

energie

Export de

energie

Economii pentru regimul de bază

--- + X --- --- --- --- --- ---

Economii pentru regimul de vârf

--- --- --- --- --- --- --- ---

Populaţia fără deservire --- + X + X --- --- --- --- ---

Creşterea anuală a producţiei de energie

--- --- --- – X --- --- – X ---

Percepţia subiectivă

Total --- --- --- --- + X – X --- + X

Utilităţi publice --- --- --- --- – X --- --- ---

Firme de consultanţă

--- --- --- --- – X --- --- ---

Utilităţi private --- --- --- --- – X --- --- ---

Agenţii guvernamentale

--- – X --- --- + X --- --- + X

Altele --- --- --- --- --- – X --- + X

Bibliografie

Census, U.S. Bureau of the Census, Statistical Abstract of the United States, 120 ed. 2000.

EEI, Edison Electric Institute, “People Are Talking About Electricity Transmission”, November 2001.

Hirst E., Kirby B., “Transmission Planning for a Restructuring U.S. Electricity Industry.” Edison Electric Institute, Washington, DC, June 2001.

Kuhn T. R., “Who’s Minding the Grid?”, Public Utilities Fortnightly, January , 2002.

Levin S. L., “Electricity Competition and the Need for Expanded Transmission Facilities to Benefit Consumers”, Edison Electric Institute, September 2001.

Transelectrica, “Studiu de fundamentare a strategiei Companiei Naţionale de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. de integrare în Sistemul Energetic Naţional a centralelor eoliene, Feb. 2008.

Vajjhala S.P., Fischbeck P.S., „Quantifying sitting difficulty: A case study of US transmission line siting”,

Energy Policy, 35, pp. 650-671, 2007.