ZF 24

Opinie Energy Policy Group: Ce putem învăţa din situaţia critică în care a ajuns sistemul energetic naţional în ultimele săptămâni?

Autor: Roxana Rosu

25.07.2024, 13:17 247

Pe fondul unor temperaturi caniculare extreme, sistemul energetic naţional a întâmpinat dificultăţi în satisfacerea cererii de consum la orele de vârf în ultimele săptămâni. Contrar unor opinii vehiculate în spaţiul public, această situaţie critică nu a fost cauzată de adoptarea unui calendar de eliminare a capacităţilor pe bază de cărbune. De fapt, centralele pe bază de combustibili fosili au produs semnificativ sub capacităţile instalate teoretic disponibile în sistem, necesarul fiind acoperit prin creşterea importurilor. Pentru evitarea unor situaţii similare în viitor, este necesară accelerarea investiţiilor în reţelele de distribuţie şi transport, creşterea capacităţilor de producţie de energie cât mai curată, şi a sistemelor de stocare, precum şi dezvoltarea suplimentară a capacităţilor de interconectare cu alte state.

Situaţia critică a sistemului energetic naţional din ultimele săptămâni

Europa Centrală şi de Sud-Est traversează un val prelungit de căldură extremă. Autoritatea Naţională de Meteorologie a declarat cod roşu de caniculă, dat fiind că România se confruntă de mai multe zile consecutive cu temperaturi de peste 40ºC. Pentru a rezista disconfortului termic, populaţia a folosit intens instalaţiile de climatizare, supunând, în acest fel, sistemul energetic naţional unui real stres, dat de creşterea consumului. Conform datelor publicate de Transelectrica, maximul de consum de energie electrică a fost cu 8,8% mai mare în intervalul 8 – 21 iulie faţă de aceeaşi perioadă a anului precedent.

La orele de vârf de consum, producţia de energie, în special eoliană dar şi fotovoltaică, a fost extrem de redusă. Din cauza secetei, lacurile de acumulare au un coeficient de umplere de 71.5% comparativ cu 76% din aceeaşi perioada a anului trecut, în plus, de câteva zile, un reactor nuclear s-a deconectat automat, împingând sistemul electroenergetic la limitele sale tehnice. Nevoia de consum a trebuit, aşadar, acoperită prin importuri consistente, preţurile pe pieţele spot atingând valori extraordinare. Aprovizionarea cu energie electrică nu a fost întreruptă, dar au existat căderi locale de tensiune, din cauza lipsei investiţiilor în reţelele de distribuţie, care nu fac faţă variaţiilor de tensiune.

Ca răspuns rapid la aceste provocări, Ministerul Energiei a organizat o serie de întâlniri de lucru, inclusiv întrunirea comandamentului de vară, cu prezenţa Autorităţii Naţionale de Reglementare în Energie (ANRE), a operatorilor de transport şi distribuţie, cât şi a producătorilor de energie. Soluţiile vizate au fost de reducere a consumului la orele de vârf (inclusiv prin accelerarea adoptării unui cadru de reglementare pentru demand side response), punerea în funcţiune a unor capacităţi neutilizate şi promisiunea investiţiilor în centrale suplimentare de producţie de energie electrică, precum şi deblocarea unor investiţii nefinalizate.

La nivel naţional se propagă constant – atât de o parte a mediului politic, cât şi de către diferiţi actorii din piaţă sau mass media – teza că România a acceptat cu prea mare uşurinţă recomandarea Comisiei Europene de retragere a capacitaţilor de producţie pe cărbune. Validitatea acestor argumente este însă precară. Deşi producţia de energie electrică pe bază de lignit şi huilă a fost, în aceste zile, mai ridicată decât în ultimele luni, o parte a centralelor au fost fie indisponibile, deşi nu erau în rezervă, fie au operat la capacitate redusă.

De fapt, „salvatorul” a fost mai degrabă importul de energie care, în ciuda preţurilor ridicate, a permis funcţionarea continuă a sistemului, chiar şi fără reducerea consumului la orele critice. Problema de fond ţine de investiţiile reduse pe întregul lanţ al sectorului electroenergetic din ultimele decenii. 

Consumul ridicat, producţia insuficientă şi importurile masive au dus la explozia preţurilor energiei pe piaţa pentru ziua următoare (PZU)

În săptămâna 15.07 – 21.07, producţie pe bază de cărbune a atins un maxim de 1.403 MW în data de 18.07 la ora 08:47, în timp ce capacităţile de generare pe gaz natural produceau 1.211 MW. Din cauza aportului scăzut al energiei eoliene (285 MW, nefiind condiţii de vânt) şi fotovoltaice (376 MW, la acea oră fiind la începutul curbei de generare), în acel moment balanţa de importuri/exporturi indica un sold negativ de 1.634 MW. Consumul înregistrat a fost de 7.700 MW, iar energia tranzacţionată în acel palier orar pe PZU avea un preţ de 806 RON/MWh. Să ne reamintim că, în prima jumătate a anului 2024, România se confruntase cu un consum de energie extrem de scăzut, cu un minim de 2.929 MW în data de 5 mai.

În ceea ce priveşte maximul de producţie al centralelor pe gaz natural, acesta a fost atins în aceeaşi zi (18.07), la o valoare de 1.439 MW la ora 16:57. Consumul de energie la acel moment a fost de 7.870 MW, cu 1.620 MW provenind din import, iar energia tranzacţionată pe acel palier orar, pe PZU, avea un preţ de 527 RON/MWh.

În aceeaşi săptămână, consumul maxim de energie electrică a fost înregistrat în ziua de 17.07, la ora 20:07, având o valoare de 8.530 MW, moment în care producţia din cărbune se situa la 1.198 MW, în timp ce capacităţile pe gaz natural asigurau 1.262 MW, iar nu mai puţin de 2.143 MW proveneau din import. Energia tranzacţionată pe PZU la acea oră avea un preţ de 3.479 RON/MWh. Maximul de import net de energie a fost înregistrat la vârful de consum de seară, din 16.07 (20:57), de 2.332 MW, moment la care producţia de cărbune se situa la 1.183 MW, iar cea de gaze naturale la 1.265 MW, energia fiind tranzacţionată (pe PZU) la 2.790 RON/MWh.

Producţia de energie pe bază de cărbune a atins săptămâna trecută maximul din acest an, în timp ce generarea pe gaz natural s-a situat sub vârful de producţie de 1.922 GW din 24 ianuarie. Cu toate acestea, pe întreaga durată a situaţiei de criză, a mai rămas capacitate de producţie disponibilă neutilizată. Este neclar stadiul în care se află anumite grupuri de producţie pe combustibili fosili şi dacă ar fi fost mai rentabil, dată fiind complexitatea pornirii unor centrale, creşterea producţiei proprii în detrimentul importurilor.

În ceea ce priveşte evoluţia preţului mediu al energiei pe PZU, atât la nivel naţional cât şi în alte ţări europene, observăm că România a înregistrat pentru săptămână respectivă, exceptând ziua de vineri, 19 iulie (când am fost depăşiţi de Serbia), cele mai mari preţuri ale energiei electrice la nivel european. Evoluţia preţului a fost constant crescătoare, pornind de la 207 EUR/MWh în prima zi a săptămânii şi urcând până la 245 EUR/MWh în ziua de joi. Odată cu apropierea sfârşitului de săptămână şi reducerea consumului, s-a observat o aşteptată scădere a preţului.

Tabel 1. Evoluţia preţului mediu la energie pe PZU în perioada 15-21.07.2024

Cele mai mari valori ale preţului energiei tranzacţionate pe PZU, prin intermediul OPCOM, înregistrate în această perioadă s-au observat la vârful de consum de seară. Astfel, în data de 17.07, acesta a fost de 4.002 RON/MWh (21:00), 4.301 RON/MWh (22:00). Pentru 18.07 preturile au fost de 4.002 RON/MWh (20:00), 4.552 RON/MWh (21:00), iar pentru data de 19.07, 4.332 RON/MWh (20:00) şi 4.369 RON/MWh (21:00)

A dus calendarul de închidere a cărbunelui sistemul electroenergetic românesc pe marginea prăpastiei?

Ca parte a eforturilor de decarbonizare a sectorului energetic, România a inclus în Planul Naţional de Redresare şi Rezilienţă (PNRR) o foaie de parcurs pentru renunţarea etapizată la utilizarea cărbunelui. În noiembrie 2022, Parlamentul României a adoptat prin Legea nr. 334/2022 Ordonanţa de Urgenţă nr. 108/2022 a guvernului care promova calendarul de decarbonizare a sectorului energetic, prevăzând încetarea producerii de energie electrică bazată pe lignit şi huilă şi închiderea minelor aferente. Astfel, România urmează să renunţe complet la utilizarea producţiei de energie pe bază de combustibili fosili solizi cel mai târziu la finalul anului 2032. Dacă la începutul anului 2021 mixul energetic cuprindea 4.920 MW producţie pe bază de cărbune, la începutul anului 2024, în urma retragerii din exploatare a 2.355 MW, producţia de energie pe cărbune s-a limitat la o putere instalată de 2.565 MW.

Coroborând aceste elemente cu datele Transelectrica şi ANRE, observăm că mixul energetic în vara anului 2024 cuprinde cel puţin 2.565 MW instalaţi în centrale pe bază de cărbune, 2.715 MW pe bază de gaz natural, 6.617 MW în instalaţii hidroelectrice, 3.026 MW în turbine eoliene, 1.648 MW în panouri fotovoltaice, 1413 MW în energie nucleară şi 30.1 MW în biogaz, căldură reziduală şi deşeuri.

Din capacitatea pe cărbune putem, totuşi, exclude cei 330 MW alocaţi grupului 5 de la Rovinari, care se află în prezent în proces de retehnologizare. Deşi a fost retras din producţie în vara anului 2023, grupul 7 de la Turceni se află în conservare până la sfârşitul anului 2025, putând fi oricând solicitat să intre în operare prin ordin de ministru. Totuşi, producţia de energie pe cărbune îşi găseşte cu dificultate loc în piaţa de energie din cauza costului ridicat de producţie, media primelor şase luni arătând o valoare de 795 MWh/h, în principal susţinută prin contracte bilaterale pe termen lung. În lipsa unor informaţii actualizate, ne raportam la anul 2021, când Complexul Energetic Oltenia (CEO) a vândut energie la un preţ mediu de 60 EUR/MWh, fără includerea costului certificatelor de carbon. Or, deşi certificatele EU-ETS au un impact semnificativ în costul per MWh al producţiei de energie pe cărbune (pentru fiecare MWh produs fiind emisă cel puţin 1 tonă de CO2, costul acestora fiind de 67 EUR/tona EqCO2 la 15 iulie anul curent, însă tranzacţionarea certificatelor a atins valori de peste 105 EUR/tona EqCO2 în martie 2023), costul lor nu se reflectă în preţul pe piaţă, întrucât în prezent aceste centrale sunt subvenţionate masiv, fie prin cumpărarea certificatelor de către primării, fie, în cazul CEO, prin ajutorul financiar oferit în cadrul planului de reorganizare, care vizează inclusiv achiziţia de certificate.

Tabel 2. Foaie de parcurs închidere capacităţi pe cărbune

 

Deşi România avea, la nivelul lunii iulie a.c., peste 2,2 GW operabili în producţia de energie pe bază de cărbune, respectiv 2,7 GW în producţia pe bază de gaz natural, maximul de producţie a fost de doar 1,403 GW în cazul cărbunelui (acesta fiind totodată maximul de la începutul anului), respectiv 1,439 MW în cazul centralelor pe gaz natural (acestea au avut însă un maxim de producţie de 1.922 MW în 24 ianuarie). Aşadar, ar fi trebuit să mai fie disponibile şi alte capacităţi pe cărbune, chiar fără readucerea din rezervă.

Chiar şi în anul 2021, când mixul energetic naţional includea o putere instalată în centrale pe cărbune de aproximativ 4.920 GW, aportul lor maxim s-a limitat la o producţie de 1.848 GW, atinsă la vârful de seară din 21 aprilie, atunci când consumul de energie înregistrat era de 8.240 MW.

România pare să aibă capacităţi instalate suficiente pe bază de combustibili fosili solizi, fiind necesară operarea acestora mai degrabă decât repornirea unor grupuri aflate în stare de conservare. Naraţiunea conform căreia sistemul energetic naţional ar fi ajuns într-o stare critică din cauza „obligaţiei” de închidere a centralelor pe cărbune de către Comisia Europeană nu este credibilă. O întrebare pertinentă este de ce nu au produs toate capacităţile pe cărbune ce au licenţă de funcţionare (deci excluzându-le pe cele trecute în conservare) energie electrică în momentele de consum maxim şi de ce anume ar întâmpină dificultăţi în operare (din cauza infrastructurii învechite, din considerente economice inclusiv costuri de operare, pentru aspecte de mediu)?

Au existat în trecut situaţii când, de exemplu, centrala Paroşeni a avut dificultăţi în aprovizionarea cu cărbune pe timp de iarnă, limitându-şi funcţionarea continuă la un maxim de două săptămâni. Un alt exemplu este al grupurilor de la Craiova care, conform ministerului energiei, sunt închise din lipsă de personal.

Cum evităm situaţii critice similare în viitor?

Obiectivul de asigurare a securităţii aprovizionării cu energie trebuie privit din perspectiva unui sector energetic ce traversează un proces de decarbonizare în care, pe termen scurt şi mediu, unele capacităţi pe bază de combustibili fosili contribuie încă la asigurarea securităţii energetice. Momentele critice prin care a trecut sistemul energetic naţional în aceste zile nu ar trebui să rezulte în decizii pripite, în lipsa unor analize minuţioase despre necesarul de investiţii în noi capacităţi pe bază de combustibili fosili. Una dintre posibilele lecţii ale ultimelor săptămâni trebuie să fie despre dificultăţile de pornire a unor capacităţi mari care nu produc constant energie din cauza costurilor prea ridicate.

Pornind de la o prognoză a profilului de consum în următorii ani, marcată inclusiv de un trend al electrificării, trebuie analizat necesarul de noi capacităţi, precum şi de flexibilitate şi stocare de energie. Altminteri, riscul este nu doar de a nu ne putea baza pe capacităţile considerate „securitare”, ci şi de a investi în capacitaţi care îşi vor găsi cu greu loc pe o piaţă de energie liberă, dominată de resurse regenerabile.

Pentru depăşirea unor astfel de situaţii critice în România ar trebui implementate o serie de măsuri cu impact pe termen mediu şi lung:

         Accelerarea investiţiilor în infrastructura de transport şi de distribuţie a energiei. Doar până în 2030 necesarul de investiţii estimat de EPG se ridică la 6,8 mld. euro pentru transport şi aproximativ 9,2 - 11,5 mld. euro pentru distribuţie.

         Creşterea capacităţii de stocare a energiei în unităţi dispecerizabile pentru echilibrare şi transferul vârfului de producţie către cel de consum, oferind astfel flexibilitate la nivel de reţea şi contribuind la depăşirea unor limite de ordin tehnic sau comercial.

         Instalarea de sisteme de stocare, inclusiv la consumatorii casnici, va aduce multiple beneficii în special prin gestionarea eficientă a consumului de energiei, prin reducerea congestiilor din reţelele de distribuţie, care au sarcina preluării unei cantităţi tot mai mari de energie injectată de prosumatori.

         Creşterea capacităţii de producţie de energie, inclusiv în bandă, dar cu un grad ridicat de flexibilitate şi utilizând surse cât mai curate de energie. O parte a investiţiilor deja anunţate sau în curs de implementare ar putea avea un termen mai scurt de instalare comparativ cu sistemele de stocare la scară largă. Aceste capacităţi trebuie dimensionate conform prognozelor de consum ale României şi ar trebui să vizeze atingerea unui preţ cât mai redus al energiei electrice.

         Accelerarea instalării de contoare inteligente avansate şi de adoptare a unei legislaţii care să promoveze tarife dinamice ale energiei şi să încurajeze demand side response.

         Respectarea termenelor aferente jaloanelor din PNRR (ce includ atât reforme cât şi investiţii), accelerarea demarării unor apeluri de proiecte din Fondul pentru Modernizare şi a licitaţiei schemei contractelor pentru diferenţă (CfD).

         Continuarea dezvoltării pe termen mediu şi lung a capacităţii de interconectare cu alte state. Prin finalizarea implementării investiţiilor anunţate în planurile strategice naţionale, România va deveni un exportator net în regiune înainte de 2030 şi va putea contribui la securitatea energetică a regiunii. Situaţia actuală a demonstrat necesitatea interconectării sistemelor energetice cu o pondere din ce în ce mai ridicată de capacităţi regenerabile variabile pentru asigurarea fluxurilor bidirecţionale de energie.

         Transparentizarea pieţei de echilibrare, prin ilustrarea aportului adus de fiecare sursă de energie la echilibrarea sistemului. Accesul în timp real la astfel de date oferă încredere în modul de funcţionare al pieţei.

 

ZF Digital Summit 2024