Explozia regenerabilelor crește necesarul de investiții în rețeaua națională de transport la 7 miliarde de lei în următorii zece ani. Ce trebuie făcut

Transelectrica a publicat ediția 2022 a planului său de dezvoltare a rețelei electrice de transport pe următorii zece ani, iar costurile investiționale cresc de la 5 la 7 miliarde de lei în raport cu cele estimate în vechiul plan, de acum doi ani.

Din graficul alăturat puteți vedea ponderea necesarului de investiții pentru fiecare destinație, așa cum este el estimat acum, comparativ cu estimarea din 2020. După cum se vede, creșterea necesarului de investiții este generată de necesitatea de a se putea evacua mai multă energie din Dobrogea și din sudul Moldovei, zonele vizate de investitori în acest al doilea val al regenerabilelor care se prefigurează.

Aproape un sfert din necesarul CAPEX al Transelectrica (22%) este necesar pentru “integrarea producției din SRE și centrale noi – Dobrogea și Moldova”, arată compania. Este adevărat că în plan se vorbește și despre un nou grup nuclear la Cernavodă.

Din totalul de circa 7 miliarde de lei, necesar de finanțare, mai mult de jumătate (55%) vor veni din tariful de transport, 34% din fonduri europene nerambursabile și 10% din veniturile aferente alocării capacității de transport pe liniile de interconexiune.

“Secțiunea 6 a SEN delimitează zonele Constanța, Tulcea, Galați, Brăila, Călărași, Ialomița. În aceste zone sunt numeroase solicitări de racordare pentru centrale electrice eoliene (CEE) datorită potențialului dat de condițiile meteorologice. La acest moment sunt noi proiecte pentru secțiunea 6 în diverse stadii de dezvoltare (contract de racordare, aviz tehnic de racordare, studiu de soluție, cerere de racordare) totalizând peste 7.000 MW.

De asemenea, sunt solicitări de racordare pentru zona Moldova și Banat. Precizăm că racordarea de CEE în zona Banat pune probleme legate de accesul la rețea din cauza zonelor împădurite, protejate etc. și din acest motiv considerăm că probabilitatea de realizare a proiectelor de CEE în acea zonă este mai mică”, arată Transelectrica.

Și riscurile identificate: “Din analizele realizate pentru secțiunea 6 a SEN în cadrul studiului privind dezvoltarea RET pe termen scurt – etapa 2022 a rezultat că în prezent, când încărcarea centralelor eoliene depășește 75 % din capacitatea instalată, pot apare suprasarcini la vârful de consum de vară (VDV), la declanșarea a două linii electrice de 400 kV din stația Cernavodă (criteriul de siguranță N-2 la Cernavodă trebuie respectat conform Codului Tehnic al RET) sau la declanșarea unei linii electrice de 400 kV, în situația unui import/tranzit de energie din zona de sud – est a Europei. De asemenea, pot apare suprasarcini pe liniile de 110 kV. Din acest motiv, cu rețeaua existentă în prezent nu se mai pot instala centrale electrice suplimentare în această zonă. Dacă luăm în considerare o producție mare în centrale eoliene din Bulgaria, situația se înrăutățește”.

Ce trebuie făcut

Transelectrica a prezentat și proiectele de reconductorare a unor linii, absolut necesare pentru a se putea prelua puterea din Dobrogea, în condiții de siguranță, la un regim de funcționare a eolienelor la 85% din capacitate. Iată ce spune compania:

„În cadrul Studiului privind creșterea capacității de transport pentru LEA 400 kV din zona de sud – est a României (secțiunea 6) prin soluții de reconductorare s-a considerat la vârful de consum de vară pentru orizontul 2031 (VDV 2031), unitatea 3 a CNE Cernavodă în funcțiune.

Din analize a rezultat că puterea maximă care se poate evacua din S6 fără supraîncărcarea liniilor de transport în cadrul regimului VDV 2031 (inclusiv la verificarea criteriului de siguranță N-2 la Cernavodă) pentru S6 este de 4.500 MW, astfel centralele electrice eoliene vor necesita o limitare a nivelului de încărcare la 70 % din puterea maximă instalată, în caz contrar apar congestii de rețea pentru a căror rezolvare este necesară reducerea producției în centralele electrice din zonă/redispecerizarea producției de energie electrică, ceea ce conduce la costuri suplimentare pentru CNTEE Transelectrica SA și implicit la tarife mai mari suportate de către consumatorii finali de energie electrică.

În concluzie, pentru orizontul 2031, cu unitatea 3 la CNE Cernavodă în funcțiune, datorită proiectelor din Planul de Dezvoltare pentru perioada 2020 – 2029, în secțiunea 6 se pot instala în plus față de prezent 2.200 MW în CEE (centrale electrice eoliene- n.red.) dacă se consideră o producție de 70 % din puterea instalată. Dacă se consideră și o putere instalată în CEE în plus față de prezent în alte zone, rezultă că se poate atinge ținta din PNIESC în ceea ce privește puterea instalată în CEE pentru 2030 (5.225 MW).

În urma analizelor întreprinse în cadrul acestui studiu, CNTEE Transelectrica SA va introduce în Planul de Dezvoltare pentru perioada 2022 – 2029 proiecte de reconductorare a unor linii electrice aeriene, astfel încât să se satisfacă nivelul de încărcare din regimurile de dimensionare cu producție în centralele eoliene de 85 % din puterea instalată:

– LEA 220 kV Stejaru – Dumbrava – reconductorare cu un conductor ACSS având o capacitate mărită cu 56 % față de capacitatea actuală;

– LEA 220 kV Fântânele – Ungheni – reconductorare cu un conductor ACSS având o capacitate mărită cu 17 % față de capacitatea actuală;

– LEA 400 kV Gura Ialomiței – București Sud – reconductorare cu un conductor ACSS având o capacitate mărită cu 17 % față de capacitatea actuală;

– LEA 220 kV Gutinaș – Dumbrava – reconductorare cu un conductor ACSS având o capacitate mărită cu 17 % față de capacitatea actuală;

– LEA 400 kV București Sud – Pelicanu – mărirea capacității de transport a liniei prin uniformizarea conductorului pe o distanță de aproximativ 8 km cu un conductor de tip ACSR 3 x 300 mm2 proiect deja existent în PDRET 2020 – 2029;

– LEA 400 kV Cernavodă – Pelicanu – mărirea capacității de transport a liniei prin uniformizarea conductorului pe o distanță de aproximativ 53 km cu un conductor de tip ACSR 3 x 300 mm2 proiect deja existent în PDRET 2020 – 2029.

În concluzie setul de linii propuse pentru reconductorare asigură evacuarea puterii din unitatea 3 la CNE Cernavodă și evacuarea puterii produse de 85 % din puterea instalată în CEE corespunzător țintelor din PNIESC pentru 2030”.