De ce nu se pot închide centralele pe cărbune din Oltenia: detalii din studiul de adecvanţă al Transelectrica

Guvernul intenționează să promoveze o schemă de sprijin pentru CE Oltenia, prin care, timp de zece ani, toți consumatorii români vor plăti până la 10,5 miliarde de lei, pentru a susține compania, afectată sever de creșterea costurilor cu certificatele de emisii pe care trebuie să le cumpere pentru a produce energie electrică.

Guvernul dorește ca toți consumatorii români de energie electrică să plătească o așa numită taxă de adecvanță CEO, trecută în factura fiecăruia, despre care am scris AICI.

Ca justificare pentru promovarea schemei de sprijin, Guvernul a solicitat Transelectrica și un studiu de adecvanță a Sistemului Electroenergetic Național (SEN), ale cărui concluzii, le-am scris, pe scurt AICI.

Astăzi vă vom oferi câteva detalii despre acest studio de adecvanță care ar arăta că funcționarea sistemului energetic românesc fără centralele CE Oltenia nu este posibilă

Premisele studiului, așa cum apar ele în documentul referitor la schema de sprijin

Iată extrasul din document, fără vreo interpretare din partea noastră”

Prin adresa 31067/18.07.2019 operatorul de transport și sistem național CNTEE Transelectrica a transmis Ministerului Energiei analiza de adecvanţă a generării, din care rezulta necesităţile SEN de funcţionare în siguranţă până în anul 2030, luând în calcul diminuarea până la dispariţia completă a capacităților energetice din portofoliul C.E. Oltenia S.A.

Analiza adecvanței SEN în ipoteza scenariului fără mecanism de sprijin, transmis de către C.E. Oltenia S.A., s-a realizat pentru perioada 2019 – 2030 pe baza metodologiei ENTSO – E, utilizată la evaluarea adecvanței sezoniere, Seasonal Outlook Data collection guidelines – Summer Outlook and Winter Review. În cadrul analizei s-au considerat scenariile de evoluție a capacității de producere primite de la producători, scenariile privind consumul intern net elaborate în Companie și valorile capacităților nete de import/export ale RET, din Planul de Dezvoltare a RET pentru perioada 2020 – 2029.

Luând în calcul proiectele de investiţii de interconexiune ale C.N.T.E.E. Transelectrica S.A., pentru perioada 2019 ÷ 2030, gradul de interconectare va creşte în timp, pe măsură ce se finalizează proiectele de investiţii, de la o valoare Capacitatea Netă de Interconexiune de 1,5 GW în anul 2019, la 2,7 GW în 2025 şi respectiv 3,6 GW în 2030.

Metodologia de analiză prevede, atât un scenariu pentru condiții meteorologice normale, cât și un scenariu pentru condiții meteorologice severe, caracterizat de un palier de vârf de consum crescut, fără producție în centralele electrice eoliene (CEE), respectiv disponibilitate redusă a centralelor având ca sursă primară gazele naturale. Analiza s-a realizat prin verificarea acoperirii consumului intern net la palierul de vârf de sarcină de iarnă, pornind de la capacitatea netă instalată în SEN și ținând cont de capacitatea de import a RET. Pentru a determina capacitatea netă efectiv disponibilă, din capacitatea netă instalată s-au scăzut valori ale:

– reparațiilor planificate și accidentale;

– capacităților neutilizabile incluzând centralele electrice care au restricții tehnice, de mediu și legale, respectiv indisponibilitate a sursei primare de energie;

– serviciilor tehnologice de sistem, care au fost diminuate față de situația din prezent.

Astfel, s-a determinat capacitatea lipsă la vârful de sarcină de iarnă, necesar a fi acoperită prin import și comparată cu capacitatea de import a RET.

Analiza s-a realizat pentru 3 scenarii de bază diferențiate prin capacitățile neutilizabile considerate și consumul intern net.

Scenariul 1

În acest scenariu s-a considerat un palier de consum net de vârf de sarcină de iarnă pentru condiții meteorologice normale. În ceea ce privește capacitățile neutilizabile s-au luat în considerare:

– 100 % din capacitatea instalată în centrale electrice fotovoltaice;

– 70 % din capacitatea instalată în centrale electrice eoliene;

– 55 % din capacitatea instalată în centrale hidroelectrice pe firul apei sau cu lac de acumulare;

– 320 MW la CE Hunedoara începând cu anul 2022 ca urmare a dificultăților financiare și a conformării la cerințele de mediu;

– 197 MW la CET Govora începând cu anul 2022 ca urmare a dificultăților financiare, dar și a faptului că centrala este dependentă de resursa primară provenită de la CE Oltenia;

– 44 MW la CET Govora începând cu anul 2020. S-a considerat că grupul nou funcționând pe gaz natural, estimat a fi pus în funcțiune în anul 2020, nu se va realiza având în vedere dificultățile financiare.

De asemenea, la CET Galaţi, capacitatea netă disponibilă de 352 MW în anul 2019, s-a considerat diminuată la 156 MW în anii 2020 şi 2021 și respectiv 0 MW începând cu anul 2022. Această situaţie este generată de faptul că se află în insolvenţă din anul 2014, existând riscul real de a intra în faliment.

Rezultatele arată că în anul 2022, primul an în care CE Oltenia nu va mai avea niciun grup în funcțiune (conform scenariului fără mecanism de sprijin), capacitatea lipsă la vârful de sarcină este de aproximativ 2800 MW, iar capacitatea de import a RET este de 1800 MW. De asemenea, în anii 2023 – 2027 capacitatea lipsă este mai mare decât capacitatea de import a RET.

Scenariul 2

Acest scenariu s-a realizat considerând condiții meteorologice severe (iarnă geroasă). În plus față de Scenariul 1 s-a considerat o creștere a consumului intern net de 200 MW și lipsa sursei primare pentru centralele electrice eoliene (lipsă vânt).

Rezultatele arată că în toată perioada 2020 – 2030 capacitatea lipsă la vârful de sarcină este mai mare decât capacitatea de import a RET. Pentru anul 2022 diferența dintre capacitatea lipsă la vârful de sarcină și capacitatea de import a RET este de 2200 MW, ceea ce reprezinta folosirea la capacitate maxima a intregii capacitati disponibile in prezent a CE Oltenia;

Scenariul 3

În plus față de scenariul 2, acest scenariu ia în considerare și eventuale probleme în rețeaua de transport gaze naturale, modelate printr-o capacitate neutilizabilă de 850 MW.

Diferența dintre capacitatea lipsă la vârful de sarcină și capacitatea de import a RET se mărește pentru toată perioada analizată, ajungând în anul 2022 la 3000 MW peste capacitatea de productie disponibila in prezent la CE Oltenia.

Concluzia: Fără centralele CEO, nu se poate asigura necesarul de energie al țării, nici în varianta în care este folosită la maximum capacitate de interconexiune transfrontalieră pentru importuri

Iată ce scrie în document: 

„Acoperirea unei părți importante a consumului intern net prin import implică anumite riscuri legate de disponibilitatea reală a energiei care se poate importa din sistemele electroenergetice vecine cu care se funcționează sincron.

Din experiențele anterioare, ori de câte ori există un deficit de putere în SEN, resursele sunt limitate și în sistemele vecine. Acest lucru este cauzat, pe de o parte, de faptul că SEN se află în extremitatea estică a Sistemului Continental European, funcționând sincron doar pe granițele cu Bulgaria, Serbia, Ungaria și zona de sud-vest a Ucrainei (Insula Burshtyn).

 Pe de altă parte, sistemul electroenergetic din Ungaria prezintă deficit de putere la vârful de sarcină, capacitatea de import din Bulgaria este limitată de congestiile interne din sistemul vecin, iar utilizarea capacității obținute prin licitație pe granița cu Ucraina este condiționată de acordul scris al OTS din Ucraina.

Urmare a analizei documetului elaborat de către ENTSO-E – Statistical Factsheet 2018, se observă faptul că soldul anual al țărilor din regiune (cu excepția Bulgariei și României) este unul de import de energie electrică, atât pentru țările membre UE (Ungaria, Slovacia, Polonia), cât și pentru țările non-UE (din zona de sud – est a Europei).

Acest aspect indică o potențială lipsă de resurse regionale în ceea ce privește capacitățile de producere a energiei electrice, cu efecte directe asupra adecvanței sistemelor.

Pentru Scenariul 2, diferența dintre capacitatea lipsă la vârful de sarcină și capacitatea de import a RET a rezultat de 1900 MW, pentru că s-a considerat că se poate importa din sistemele electroenergetice vecine o capacitate de 1800 MW, adică la limita capacității de import a RET. În cazul în care 10 % din puterea necesară din import pentru acoperirea consumului intern net nu este disponibilă, atunci diferența dintre capacitatea lipsă la vârful de sarcină și importul SEN se majorează cu 180 MW (ajungând la 2080 MW).

Concluzie: începând cu anul 2022, în condițiile în care toate grupurile de la CE Oltenia se vor opri, SEN va avea o problemă majoră de adecvanță , practic nu se va mai dispune de resursele necesare acoperirii consumului de energie electrică, cu utilizarea la maxim a capacității transfrontaliere de import.

 “Strategia naţionala de apărare a ţării pentru perioada 2015-2019” aprobata prin Hotararea nr. 33 din 23 iunie 2015 a Parlamentului Romaniei prevede si considera ca directii de actiune atat asigurarea securitatii energetice dar si identificarea si semnalarea disfunctiilor, riscurilor si amenintarilor la adresa securitatii energetice dand astfel o dimensiune de siguranta nationala mentinerii in functie a capacitatilor energetice apartinand CE Oltenia”.