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

Pe fondul unor temperaturi caniculare extreme, sistemul energetic național a întâmpinat dificultăți în satisfacerea cererii de consum la orele de vârf în ultimele săptămâni. Contrar unor opinii vehiculate în spațiul public, această situație critică nu a fost cauzată de adoptarea unui calendar de eliminare a capacităților pe bază de cărbune. De fapt, centralele pe bază de combustibili fosili au produs semnificativ sub capacitățile instalate teoretic disponibile în sistem, necesarul fiind acoperit prin creșterea importurilor. Pentru evitarea unor situații similare în viitor, este necesară accelerarea investițiilor în rețelele de distribuție și transport, creșterea capacităților de producție de energie cât mai curată, și a sistemelor de stocare, precum și dezvoltarea suplimentară a capacităților de interconectare cu alte state.

Situația critică a sistemului energetic național din ultimele săptămâni

Europa Centrală și de Sud-Est traversează un val prelungit de căldură extremă. Autoritatea Națională de Meteorologie a declarat cod roșu de caniculă, dat fiind că România se confruntă de mai multe zile consecutive cu temperaturi de peste 40ºC. Pentru a rezista disconfortului termic, populația a folosit intens instalațiile de climatizare, supunând, în acest fel, sistemul energetic național unui real stres, dat de creșterea consumului. Conform datelor publicate de Transelectrica, maximul de consum de energie electrică a fost cu 8,8% mai mare în intervalul 8 – 21 iulie față de aceeași perioadă a anului precedent.

La orele de vârf de consum, producția de energie, în special eoliană dar și fotovoltaică, a fost extrem de redusă. Din cauza secetei, lacurile de acumulare au un coeficient de umplere de 71.5% comparativ cu 76% din aceeași 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, așadar, acoperită prin importuri consistente, prețurile pe piețele spot atingând valori extraordinare. Aprovizionarea cu energie electrică nu a fost întreruptă, dar au existat căderi locale de tensiune, din cauza lipsei investițiilor în rețelele de distribuție, care nu fac față variațiilor de tensiune.

Recomandări Video

Articolul continuă mai jos

„România dezvoltată cu 90 miliarde euro de la UE. Ce urmează?”

2:04:19

Conferința Economedia: A.I. PLAY în business și administrație – Panel 2

1:18:45

Conferința Economedia: A.I. PLAY în business și administrație – Panel 1

1:41:24

Mateusz Majewski, UiPath, la conferința Economedia A.I. PLAY în business și administrație

2:50

Elisabeta Moraru, Google România, la conferința Economedia A.I. PLAY în business și administrație

1:11

Ca răspuns rapid la aceste provocări, Ministerul Energiei a organizat o serie de întâlniri de lucru, inclusiv întrunirea comandamentului de vară, cu prezența Autorității Naționale de Reglementare în Energie (ANRE), a operatorilor de transport și distribuție, cât și a producătorilor de energie. Soluțiile 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 funcțiune a unor capacități neutilizate și promisiunea investițiilor în centrale suplimentare de producție de energie electrică, precum și deblocarea unor investiții nefinalizate.

La nivel național se propagă constant – atât de o parte a mediului politic, cât și de către diferiți actorii din piață sau mass media – teza că România a acceptat cu prea mare ușurință recomandarea Comisiei Europene de retragere a capacitaților de producție pe cărbune. Validitatea acestor argumente este însă precară. Deși producția de energie electrică pe bază de lignit și huilă a fost, în aceste zile, mai ridicată decât în ultimele luni, o parte a centralelor au fost fie indisponibile, deși nu erau în rezervă, fie au operat la capacitate redusă.

De fapt, „salvatorul” a fost mai degrabă importul de energie care, în ciuda prețurilor ridicate, a permis funcționarea continuă a sistemului, chiar și fără reducerea consumului la orele critice. Problema de fond ține de investițiile reduse pe întregul lanț al sectorului electroenergetic din ultimele decenii.

Consumul ridicat, producția insuficientă și importurile masive au dus la explozia prețurilor energiei pe piața pentru ziua următoare (PZU)

În săptămâna 15.07 – 21.07, producție pe bază de cărbune a atins un maxim de 1.403 MW în data de 18.07 la ora 08:47, în timp ce capacitățile de generare pe gaz natural produceau 1.211 MW. Din cauza aportului scăzut al energiei eoliene (285 MW, nefiind condiții de vânt) și fotovoltaice (376 MW, la acea oră fiind la începutul curbei de generare), în acel moment balanța de importuri/exporturi indica un sold negativ de 1.634 MW. Consumul înregistrat a fost de 7.700 MW, iar energia tranzacționată în acel palier orar pe PZU avea un preț 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 privește maximul de producție al centralelor pe gaz natural, acesta a fost atins în aceeași 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 tranzacționată pe acel palier orar, pe PZU, avea un preț de 527 RON/MWh.

În aceeași 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 producția din cărbune se situa la 1.198 MW, în timp ce capacitățile pe gaz natural asigurau 1.262 MW, iar nu mai puțin de 2.143 MW proveneau din import. Energia tranzacționată pe PZU la acea oră avea un preț 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 producția de cărbune se situa la 1.183 MW, iar cea de gaze naturale la 1.265 MW, energia fiind tranzacționată (pe PZU) la 2.790 RON/MWh.

Producția 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 producție de 1.922 GW din 24 ianuarie. Cu toate acestea, pe întreaga durată a situației de criză, a mai rămas capacitate de producție disponibilă neutilizată. Este neclar stadiul în care se află anumite grupuri de producție pe combustibili fosili și dacă ar fi fost mai rentabil, dată fiind complexitatea pornirii unor centrale, creșterea producției proprii în detrimentul importurilor.

În ceea ce privește evoluția prețului mediu al energiei pe PZU, atât la nivel național cât și în alte țări europene, observăm că România a înregistrat pentru săptămână respectivă, exceptând ziua de vineri, 19 iulie (când am fost depășiți de Serbia), cele mai mari prețuri ale energiei electrice la nivel european. Evoluția prețului a fost constant crescătoare, pornind de la 207 EUR/MWh în prima zi a săptămânii și urcând până la 245 EUR/MWh în ziua de joi. Odată cu apropierea sfârșitului de săptămână și reducerea consumului, s-a observat o așteptată scădere a prețului.

Tabel 1. Evoluția prețului mediu la energie pe PZU în perioada 15-21.07.2024

Cele mai mari valori ale prețului energiei tranzacționate 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) și 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 Național de Redresare și Reziliență (PNRR) o foaie de parcurs pentru renunțarea etapizată la utilizarea cărbunelui. În noiembrie 2022, Parlamentul României a adoptat prin Legea nr. 334/2022 Ordonanța de Urgență nr. 108/2022 a guvernului care promova calendarul de decarbonizare a sectorului energetic, prevăzând încetarea producerii de energie electrică bazată pe lignit și huilă și închiderea minelor aferente. Astfel, România urmează să renunțe complet la utilizarea producției 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 producție pe bază de cărbune, la începutul anului 2024, în urma retragerii din exploatare a 2.355 MW, producția de energie pe cărbune s-a limitat la o putere instalată de 2.565 MW.

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

Din capacitatea pe cărbune putem, totuși, exclude cei 330 MW alocați grupului 5 de la Rovinari, care se află în prezent în proces de retehnologizare. Deși a fost retras din producție în vara anului 2023, grupul 7 de la Turceni se află în conservare până la sfârșitul anului 2025, putând fi oricând solicitat să intre în operare prin ordin de ministru. Totuși, producția de energie pe cărbune își găsește cu dificultate loc în piața de energie din cauza costului ridicat de producție, media primelor șase luni arătând o valoare de 795 MWh/h, în principal susținută prin contracte bilaterale pe termen lung. În lipsa unor informații actualizate, ne raportam la anul 2021, când Complexul Energetic Oltenia (CEO) a vândut energie la un preț mediu de 60 EUR/MWh, fără includerea costului certificatelor de carbon. Or, deși certificatele EU-ETS au un impact semnificativ în costul per MWh al producției de energie pe cărbune (pentru fiecare MWh produs fiind emisă cel puțin 1 tonă de CO2, costul acestora fiind de 67 EUR/tona EqCO2 la 15 iulie anul curent, însă tranzacționarea certificatelor a atins valori de peste 105 EUR/tona EqCO2 în martie 2023), costul lor nu se reflectă în prețul pe piață, întrucât în prezent aceste centrale sunt subvenționate masiv, fie prin cumpărarea certificatelor de către primării, fie, în cazul CEO, prin ajutorul financiar oferit în cadrul planului de reorganizare, care vizează inclusiv achiziția de certificate.

Tabel 2. Foaie de parcurs închidere capacități pe cărbune

Sursă: EPG – prelucrare date Ministerul Energiei

Deși România avea, la nivelul lunii iulie a.c., peste 2,2 GW operabili în producția de energie pe bază de cărbune, respectiv 2,7 GW în producția pe bază de gaz natural, maximul de producție 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 producție de 1.922 MW în 24 ianuarie). Așadar, ar fi trebuit să mai fie disponibile și alte capacități pe cărbune, chiar fără readucerea din rezervă.

Chiar și în anul 2021, când mixul energetic național includea o putere instalată în centrale pe cărbune de aproximativ 4.920 GW, aportul lor maxim s-a limitat la o producție 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 capacități instalate suficiente pe bază de combustibili fosili solizi, fiind necesară operarea acestora mai degrabă decât repornirea unor grupuri aflate în stare de conservare. Narațiunea conform căreia sistemul energetic național ar fi ajuns într-o stare critică din cauza „obligației” de închidere a centralelor pe cărbune de către Comisia Europeană nu este credibilă. O întrebare pertinentă este de ce nu au produs toate capacitățile pe cărbune ce au licență de funcționare (deci excluzându-le pe cele trecute în conservare) energie electrică în momentele de consum maxim și de ce anume ar întâmpină dificultăți în operare (din cauza infrastructurii învechite, din considerente economice inclusiv costuri de operare, pentru aspecte de mediu)?

Au existat în trecut situații când, de exemplu, centrala Paroșeni a avut dificultăți în aprovizionarea cu cărbune pe timp de iarnă, limitându-și funcționarea 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 situații critice similare în viitor?

Obiectivul de asigurare a securității aprovizionării cu energie trebuie privit din perspectiva unui sector energetic ce traversează un proces de decarbonizare în care, pe termen scurt și mediu, unele capacități pe bază de combustibili fosili contribuie încă la asigurarea securității energetice. Momentele critice prin care a trecut sistemul energetic național în aceste zile nu ar trebui să rezulte în decizii pripite, în lipsa unor analize minuțioase despre necesarul de investiții în noi capacități pe bază de combustibili fosili. Una dintre posibilele lecții ale ultimelor săptămâni trebuie să fie despre dificultățile de pornire a unor capacități 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 capacități, precum și de flexibilitate și stocare de energie. Altminteri, riscul este nu doar de a nu ne putea baza pe capacitățile considerate „securitare”, ci și de a investi în capacitați care își vor găsi cu greu loc pe o piață de energie liberă, dominată de resurse regenerabile.

Pentru depășirea unor astfel de situații critice în România ar trebui implementate o serie de măsuri cu impact pe termen mediu și lung:

• Accelerarea investițiilor în infrastructura de transport și de distribuție a energiei. Doar până în 2030 necesarul de investiții estimat de EPG se ridică la 6,8 mld. euro pentru transport și aproximativ 9,2 – 11,5 mld. euro pentru distribuție.
• Creșterea capacității de stocare a energiei în unități dispecerizabile pentru echilibrare și transferul vârfului de producție către cel de consum, oferind astfel flexibilitate la nivel de rețea și contribuind la depășirea 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 rețelele de distribuție, care au sarcina preluării unei cantități tot mai mari de energie injectată de prosumatori.
• Creșterea capacității de producție de energie, inclusiv în bandă, dar cu un grad ridicat de flexibilitate și utilizând surse cât mai curate de energie. O parte a investițiilor deja anunțate sau în curs de implementare ar putea avea un termen mai scurt de instalare comparativ cu sistemele de stocare la scară largă. Aceste capacități trebuie dimensionate conform prognozelor de consum ale României și ar trebui să vizeze atingerea unui preț cât mai redus al energiei electrice.
• Accelerarea instalării de contoare inteligente avansate și de adoptare a unei legislații care să promoveze tarife dinamice ale energiei și să încurajeze demand side response.
• Respectarea termenelor aferente jaloanelor din PNRR (ce includ atât reforme cât și investiții), accelerarea demarării unor apeluri de proiecte din Fondul pentru Modernizare și a licitației schemei contractelor pentru diferență (CfD).
• Continuarea dezvoltării pe termen mediu și lung a capacității de interconectare cu alte state. Prin finalizarea implementării investițiilor anunțate în planurile strategice naționale, România va deveni un exportator net în regiune înainte de 2030 și va putea contribui la securitatea energetică a regiunii. Situația actuală a demonstrat necesitatea interconectării sistemelor energetice cu o pondere din ce în ce mai ridicată de capacități regenerabile variabile pentru asigurarea fluxurilor bidirecționale de energie.
• Transparentizarea pieței 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 funcționare al pieței.

Opinie de Alexandru Ciocan, Mihnea Cătuți, Alina Arsani