Centralele pe cărbune din Valea Jiului au asigurat doar 1,6% din producţia de energie a ţării, mult sub rezervă, exact când aveam nevoie de ele

În prima parte a lunii ianuarie, România a importat cantităţi masive de energie electrică, în condiţiile unui consum în creştere, dar nu extraordinar de mare pentru anotimpul rece (sub 10.000 MW orar), însă pe fondul mai multor avarii ale grupurilor termo, ale unei hidraulicităţi scăzute şi al unui aport mai redus al centralelelor pe cărbune. Şi preţurile au crescut, ajungând, ca medie zilnică pe piaţa spot, peste nivelurile istorice din iarna anului 2017

După cum am scris AICI, în intervalul orar cu cel mai mai mare import din ziua cu cele mai mari importuri orare de energie (ca medie), centralele electric e pe cărbune din România, cele despre care se spune în mod tradiţional că ţin lumina aprinsă iarna, au asigurat, toate, doar 18% din consumul naţionale de energie. Şi centralele pe cărbune operate de Complexul Energetic Oltenia, şi cele pe huilă, ale Complexului Energetic Hunedoara.

Pe baza datelor de pe platforma ENTSO-E (asociaţia operatorilor de transport şi sistem din Europa), unde se poate vedea producţia fiecărei centrale din Europa, am observat că, în acea oră, Complexul Hunedoara producea energie cu doar un grup, la o putere de doar 144 MW, în condiţiile unei puteri instalate raportate în cele două centrale (Mintia şi Paroşeni), de circa 1.200 MW, în şase grupuri energetice.

După publicarea acelui text, am solicitat Dispeceratului Energetic Naţional (DEN), aflat în subordinea Transelectrica, informaţii referitoare la producţia celor două centrale, mai ales în condiţiile în care toată ţara plăteşte, zi de zi, pentru ca aceste două centrale să funcţioneze când este nevoie de ele. Iată de ce:

Conform unei Hotărâri de Guvern adoptate anul trecut, centralele CE Hunedoara trebuie să asigure oricând rezervă de 400 MW în SEN, până în 2020.

„Pentru menţinerea nivelului de siguranţă a Sistemului Electroenergetic Naţional, Societatea Complexul Energetic Hunedoara – S.A. are obligaţia de a furniza servicii tehnologice de sistem către Operatorul de transport şi sistem la o valoare a puterii electrice de cel puţin 400 MW, în condiţiile reglementărilor emise de Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei”, se arată în act.
„Operatorul de transport și sistem va stabili capacitatea lunară corespunzătoare serviciilor tehnologice de sistem reprezentând rezervă terţiară lentă, din care o capacitate de 400 MW va fi alocată pentru Societatea Complexul Energetic Hunedoara – S.A”, mai spune documentul.
Aşadar, cele două centrale primesc bani ca să stea întotdeauna „calde” pentru a putea produce cei 400 MW oricând în cere DEN. Aşadar, am întrebat DEN cât a produs CE Hunedoara în primele 20 de zile din an, iar răspunsul arată o realitate tristă.

Citeşte şi:

Centralele pe gaz au fost principala sursă de producţie de energie electrică în timpul grevei minerilor

Cele două centrale pe huilă ale ţării au asigurat doar 1,6% din producţia naţională

„În perioada 1 ianuarie 2019 – 20 ianuarie 2019, CTE Mintia a funcţionat cu puteri medii zilnice între 53 MW şi 168 MW, iar CET Paroşeni cu puteri medii zilnice între 0 MW şi 121 MW. În perioada 1 ianuarie 2019 – 20 ianuarie 2019, cantitatea de energie produsă de CTE Mintia a fost de 47.880 MWh, iar cea produsă de CET Paroseni a fost de 9.281 MWh.

La nivelul SEN, energia produsă în primele 20 de zile de către CE Hunedoara a fost de 57.161 MWh, asigurând în acest fel 1,6 % din total producţie” a transmis DEN.

În primele 20 de zile din ianuarie, adică în 480 de ore, centralele Mintia şi Paroşeni au produs aşadar, la o putere medie orară de 119 MW, în condiţiile unei puteri disponibilie raportate de 1.200 MW şi a unei rezerve de sistem, plătite, de 400 MW.

Se pun aşadar câteva întrebări simple

De ce centralele CEH au produs atât de puţin în condiţiile în care, chiar şi la costurile lor (energia pe cărbune este scumpă) puteau beneficia de preţurile mari din piaţă deci aveau unde vinde „marfa”? În acea oră, spre exemplu, preţul în PZU era de 650 de lei/MWh, aproape de maximul istoric

Apoi, dincolo de asprectul comercial, se pune întrebarea: de ce nu au fost solicitate de DEN la o putere mai mare, în condiţiile în care se putea compensa astfel deficitul de energie, care a fost acoperit prin importuri masive?

Chiar şi la acel preţ imens, centralele CEH tot nu-şi acoperă costurile sau nu au avut pur şi simplu cu ce să producă energie electrică, fie pentru că nu aveau stocuri de cărbune, fie pentru că grupurile din centrale nu erau disponibile, deşi prin lege unele trebuia să fie?

Răspunsul DEN la aceste întrebări arată că, de fapt, operatorul de sistem al reţelei naţionale de electricitate a avut foarte puţina nevoie de aceste centrale, pe care le plătim toţi pentru a asigura rezerva sistemului. Importurile au fost mai ieftine, chiar şi la aceste preţuri mari, iar cele două centrale nu au fost solicitate pentru piaţa de echilibrare.

Iată integral răspunsul Transelectrica:

„Piața de Echilibrare operată de CNTEE Transelectrica SA, în calitate de operator de transport și de sistem (OTS), este ultima componentă a pieței angro de energie electrică anterioară momentului livrării, rolul său fiind de a realiza echilibrul permanent între producție și consumul de energie electrică, cu luarea în considerare a schimburilor de energie transfrontaliere.
Practic, doar atunci când în sistem se înregistrează dezechilibre (ca urmare a variațiilor de consum, diferențelor dintre energia contractată pe piețele anterioare momentului livrării și energia consumată la nivel de sistem sau a abaterilor de la programul de funcționare al surselor de producție), OTS restabilește echilibrul prin dispoziții de dispecer (de creștere de putere sau de reducere de putere). Dispozițiile pe Piața de Echilibrare se realizează conform unei ordini de merit la creștere/scădere (ordonarea crescătoare/descrescătoare în funcție de preț a perechilor preț – cantitate ofertate de către producători).
În ultima perioadă, deși prețurile pe piețele anterioare Pieței de Echilibrare au avut valori mari, nu a existat un deficit comercial mare la nivel de sistem între cantitățile contractate din piețele anterioare (interne sau externe) și consum, participanții venind foarte bine echilibrați la Piața de Echilibrare. Din acest motiv, utilizarea de către OTS a rezervelor contractate a fost redusă, ponderea energiei mobilizate în Piața de Echilibrare în această perioadă reprezentând în jur de 3 % din consumul total, atât la creștere de putere, cât și la reducere de putere”

Cele două centrale sunt menţinute pentru „siguranţa sistemului”

Anul trecut, când CEH primea prin lege rezerva terţiară lentă prin lege, Transelectrica a emis un document prin care justifica menţinerea producţiei la Mintia şi Paroşeni, din motive de siguranţă a sistemnului.

Analizele (Transelectrica-n.red.) efectuate au indicat că, în condițiile în care centralele electrice ale CEH nu funcționează, există posibilitatea de apariție a unor circulații foarte mari de putere și chiar suprasarcini pe axul 220 kV Urechești – Târgu Jiu Nord – Paroșeni – Baru Mare – Hășdat. Nefuncționarea grupurilor aparținând CEH ar conduce la creșterea transferului de putere dinspre zona de sud a țării către zona centrală și mai departe către nordul și vestul SEN. Practic, prin funcționarea centralelor aparținând CEH consumul de energie electrică din stațiile limitrofe este alimentat preponderent din producția de energie din zona respectivă, spre deosebire de situația în care aceste centrale nu funcționează, situație în care, pentru alimentarea consumului, este necesar transferul de putere din alte zone ale SEN”, se arată în nota de fundamentare a proiectului de act normative.

Citeşte şi:

Două centrale noi pe gaze vor intra în funcţiune în Ardeal în mai puţin de patru ani

 „În România, sursele de producție de energie electrică sunt repartizate dezechilibrat între jumătatea din sud şi cea din zona de nord a țării. Astfel, în jumătatea de nord a țării sunt instalate capacități care acoperă doar 20 % din producția de energie electrică a SEN. Nefuncționarea grupurilor generatoare din cadrul centralei termoelectrice Mintia și centralei termoelectrice Paroșeni conduce la creșterea transferului de putere dinspre zona de sud spre zona centrală și mai departe către nordul și vestul SEN pe axa de 220 KV Târgu Jiu Nord-Paroșeni-Baru Mare-Hășdat-Pestis-Mintia. Funcționarea respectivei axe de transport la limita capacității influențează în mod negativ capacitatea transfrontalieră dinspre România spre Ungaria și, în această situație, participarea României la piața cuplată pentru capacitățile transfrontaliere, organizată între România, Ungaria, Republica Cehă și Slovacia, în sensul în care valorile capacităților de transfer ale României în direcția export vor scadea. Astfel, orice defect pe axa respectivă conduce la o scădere și mai accentuată a capacității actuale de schimb transfrontalier”, mai scrie în nota de fundamentare.

Transelectrica, căreia i s-a cerut un studiu, „a recomandat menținerea grupului de la CET Paroșeni și cel puțin a unui grup în CTE Mintia până la finalizarea (termen estimativ: 2023-2024), a lucrărilor de trecere a axului „Banat” (axul de 220 kV Porțile de Fier – Reșița – Timișoara – Săcălaz – Arad) de la tensiunea de 220 kV la tensiunea de 400 kV, crescând astfel capacitatea de transport a axului respectiv și capacitatea de interconexiune internațională”, mai scrie în nota de fundamentare.

Totuşi, întrebarea dacă mai merită menţinută producţia de energie electrică aici nu se poate să nu fie pusă, dat fiind ce s-a întâmplat în acest an, şi nu doar în acest an:

„Menţionăm faptul că participarea CE Hunedoara la total producţie în SEN (valori istorice), este de aproximativ 2 %, cu uşoare variaţii de la an la an (Procente – 2,2 % în 2016, 1,9 % în 2017, 2,0 % în 2018)„, a transmis Transelectrica.