​Până în 2024 trebuie construite noi grupuri producătoare de energie pe gaz naturale. Aceasta în condițiile în care până atunci vor fi închise grupuri energetice pe cărbune, aparținând Complexului Energetic Oltenia. Dacă acestea nu vor fi înlocuite cu centrale noi, România va fi obligată să importe masiv energie electrică. Problema este că și capacitatea de import este limitată. Practic, s-ar putea ajunge în situația ca nici măcar cu cantitățile importate să nu fie acoperit necesarul de consum, fapt care ar pune în pericol securitatea energetică. Acestea sunt câteva idei care reies dintr-un document de 500 de pagini al Transelectrica.

EnergieFoto: HotNews / C.P.

Unul dintre scenariile prezentate de Transelectrica arată ce s-ar putea întâmpla dacă din cauza dificultăților financiare cu care se confruntă producătorii, nu se vor putea realiza până în 2024 proiectele de grupurile noi pe gaz natural incluse într-un scenariu referinţă, în condițiile în care ar putea să fie închise capacitați existente de 3579 MW.

Rezultatele modelării acestui scenariu arată că, în lipsa unor măsuri (ex., piața de capacitate etc), capacitatea lipsă la vârful de sarcină estimat ajunge la 3 GW (adică 3.000 MW) în 2024 și respectiv 3,2 GW în 2029, la limita capacității de import a RET, ce va creşte în timp, pe măsură ce se finalizează proiectele de investiţii de interconexiune ale Transelectrica, de la o valoare 3 GW în 2024, la 3,6 GW în 2029.

Potrivit Transelectrica, acoperirea unei părți importante a consumului intern net prin import implică riscuri majore legate de potențiala lipsă de resurse regionale în ceea ce privește capacitățile de producere a energiei electrice. Aceasta în condițiile în care soldul anual al țărilor din regiune, care, cu excepția Bulgariei și Cehiei, sunt net importatoare (Ungaria, Polonia, Croația, Serbia).

Astfel, închiderea unor grupuri existente (în special pe cărbune) nerentabile la nivelul anilor 2024 –2029, corelat cu nerealizarea unor grupuri noi care să înlocuiască această capacitate, are impact negativ asupra adecvanței sistemului și securității energetice la nivel național și chiar regional.

Efectele negative pot fi multiplicate în ipotezele unor condiții meteorologice severe, caracterizate de o creștere a consumului intern net și de lipsa resursei primare pentru centralele electrice (lipsă vânt/apă) și eventuale probleme în rețeaua de transport gaze naturale, situație în care capacitatea lipsă la vârful de sarcină depășește capacitatea de import.

În acest fel, sistemul energetic național nu mai dispune de resursele necesare acoperirii consumului de energie electrică, cu utilizarea la maxim a capacității transfrontaliere de import.

Ce capacități ar putea să fie închise

• 906 MW pe lignit la Complexul Energetic Oltenia S.A (4 grupuri la Turceni = 1196 MW, 3 grupuri la Rovinari = 888 MW, 2 grupuri la Ișalnița= 582 MW, 2 grupuri la Craiova =240 MW), ca o consecință a evoluţiei prețului certificatelor de CO2 asupra situației financiare a acestuia,
• 190,7 MW pe lignit la CET Govora, din considerente financiare, dar și datorită faptului că centrala este dependentă de resursa primară provenită de la CE Oltenia,
• 130 MW pe huilă la Complexul Energetic Hunedoara (grupul 4 Paroșeni), care, din cauza dificultăților financiare și restricțiilor impuse de conformarea la cerințele de mediu, poate rămâne cu un singur grup disponibil (la Deva),
• 352 MW pe gaze la CET Galaţi, din cauza situației de insolvenţă cu care se confruntă centrala, cu riscul de a intra în faliment.

Scenariul de referință: Noi capacități de 545 MW

La solicitarea Transelectrica, producătorii au comunicat, dar fără a declara un angajament ferm, intenţiile de retehnologizare sau casare a unităţilor existente şi de instalare de grupuri noi. Aproximativ 80% din grupurile termoenergetice existente au durata de viaţă normată depăşită. Până în prezent, s-au realizat retehnologizări şi/sau modernizări pentru grupuri termoelectrice din SEN, însă foarte puţine grupuri sunt echipate cu instalaţii pentru reducerea emisiilor care să le permită încadrarea în normele impuse de Uniunea Europeană.

Astfel, pentru perioada 2020-2029, analiza dezvoltării reţelei a luat în considerare un Scenariu de Referință de evoluție a capacităților de generare, ce include un program de retrageri definitive din exploatare ale unor grupuri termoelectrice, la atingerea duratei de viaţă sau din cauza neîncadrării în cerinţele Uniunii Europene privind poluarea, totalizând 1094 MW putere netă disponibilă.

În unele cazuri, casarea grupurilor este asociată cu intenţia de înlocuire a acestora cu grupuri noi, mai performante. Capacitățile noi trebuie să aibă o eficiență globală ridicată, să fie flexibile și să asigure conformarea la condițiile impuse prin codul de rețea și reglementările conexe, la nivel european. Conform acestui scenariu de dezvoltare, în aceeaşi perioadă va fi repus în funcțiune, după reabilitare, grupul 1 nuclearelectric la Cernavodă (oprit în retehnologizare pentru prelungirea duratei de viaţă), cu o putere netă disponibilă de 660 MW.

În ceea ce priveşte intenţiile de instalare de grupuri noi, conform informaţiilor transmise de producătorii existenţi, acestea însumează o putere netă disponibilă de circa 545 MW, exclusiv proiectele bazate pe energie regenerabilă.

• grupuri noi pe gaze naturale: turbine cu gaze sau ciclu combinat,
• de condensaţie (Compania Romgaz derulează un proiect de investiții într-o centrală pe gaze naturale cu ciclu combinat la Iernut, cu capacitatea instalată de 430 MW)
• cogenerare (Oradea, Govora, Palas)
• finalizarea unor centrale hidroelectrice aflate în diferite stadii de execuţie
• alte grupuri noi de energie regenerabilă intermitente: eoliene, solare (fotovoltaice);
• grupuri noi de energie regenerabilă pe biomasă

A fost analizat și un Scenariu alternativ, (verde), ce corespunde Scenariului Favorabil de evoluție a consumului, caracterizat prin condiţii economice şi financiare favorabile implementării politicilor energetice promovate la nivelul UE (investiţii majore, integrarea surselor regenerabile, creşterea eficienţei energetice, reducerea emisiilor de CO2, dezvoltarea maximă a soluţiilor de tip Smart Grid şi a capacităţilor de stocare a energiei). În acest scenariu, la nivelul anului 2029 este pus în funcțiune grupul 3 nuclear la Cernavodă și o capacitate de stocare de 1000 MW (centrala hidroelectrica cu acumulare prin pompaj Tarnița), capacitatea totală din surse regenerabile (exclusiv hidro), ajungând la 7100 MW.

Vezi aici planul de dezvoltare a rețelei electrice de transport în perioada 2020–2029