Pe hârtie, România are o poziţie de invidiat în peisajul energetic european: capacitate instalată considerabil mai mare decât consumul, mix echilibrat de producţie, exportator net de energie. În practică însă, lucrurile arată puţin diferit.
Începând cu acest text vă prezentăm o serie de articole despre sectorul energetic național în care vom analiza situația actuală, vechimea grupurilor, investițiile necesare pentru modernizare și retehnologizare și posibilitatea implementării noilor tehnologii. Primul articol este dedicat stării infrastructurii energetice din punct de vedere al capacității instalate.
Conform datelor Ministerului Energiei, din cei 20.000 de MW capacitate instalată funcţională doar jumătate poate fi utilizată în mod real şi imediat. Consumul României a oscilat anul trecut între 6.000 şi 8.000 de MWh, cu vârfuri de 9.000 de MWh în zilele caniculare de vară și nivelul record de 9.700 MWh din zilele geroase din ianuarie 2017. De altfel, limitele sistemului au fost atinse în ianuarie şi februarie 2017. Atunci, chiar la nivel de ministru al Energiei, s-au pronunţat cuvintele „criză energetică iminentă“. Ministrul Toma Petcu a şi dat o lege pentru interzicerea exporturilor, în situaţia unor consumuri mari.
Însă în mod normal, nu ar trebui să existe probleme în asigurarea acestui necesar. Totuşi, unele voci, precum Iulian Iancu, preşedintele Comisiei de Industrii şi Servicii din Camera Deputaţilor, au vorbit chiar de posibilitatea unui blackout. Asta pentru că la un moment dat, poate exact pe un vârf de consum, nu funcţionează toate centralele în acelaşi timp. Spre exemplu, cei 3.000 de MW din ferme eoliene sunt inutili la temperaturi de -20ºC. Apoi, din cele 16 grupuri pe cărbune de la Complexul Energetic Oltenia şi Hunedoara, jumătate intră, prin rotaţie, în reparaţii, deci nu sunt folosibile în caz de necesitate imediată. Prin urmare, atunci când consumul depăşeşte 8.500 MWh, deja avem probleme în sistemul energetic, pentru că, pur şi simplu, nu există suficientă capacitate disponibilă care să asigure necesarul.
Sigur, există rezervele de capacitate, diverse centrale vechi, care stau închise mare parte din an, şi care pot fi pornite, dar costurile funcţionării lor sunt atât de mari, cu efecte ulterioare în facturile firmelor şi populaţiei, încât o astfel de decizie este foarte greu de luat. Cel puţin asta afirmă Niculae Havrileţ, fost preşedinte al ANRE, care precizează şi că importurile nu sunt mereu o soluţie. „Nici interconectarea sistemelor nu este extraordinar de mare şi nu ne-ar putea satisface o solicitare în plus între 1.000 şi 2.000. Nu există această interconectare“, susține Havrileț. Potrivit acestuia, ANRE a arătat în rapoartele emise că măsura pe care trebuie să o ia în considerare Ministerul Energiei este aceea de a creşte capacitatea reală de producţie, alta decât cea din surse regenerabile, pentru că în secetă nu este nici apă, nici vânt. „De aceea trebuie să reliefăm rolul producătorului pe cărbune“, explică Havrileţ.
Deficit de energie ieftină, predictibilă
Și fostul șef al OPSPI Gabriel Dumitrașcu susține că deși avem o capacitate instalată foarte mare, capacitatea disponibilă este destul de mică. „Să vezi măsura în care producţia de energie electrică poate să satisfacă cererea de consum, în orice moment şi în orice condiţii, laşi de o parte sursele de energie regenerabile, dar şi sursele clasice de producţie care din diverse motive nu sunt disponibile (avarii, revizii, neasigurarea combustibililor)“, arată Dumitraşcu, pe o rețea de socializare.
În această ipoteză, spune el, este mai ușor să înțelegem care este nivelul de rezilienţă. „Prin urmare, mai rămâne disponibilă o capacitate totală de productie energie electrica de cel mult.11.000 MW, provenind din capacităţi de producţie pe cărbuni, hidro, nuclear şi pe hidrocarburi“, spune el. Mergând cu analiza mai departe, aceasta mai arată că, în mod real, capacitatea este încă şi mai mică, pentru că sunt viabile a livra în piaţă numai centralele care pot asigura un preţ al energiei de maximum 170-180 de lei/MWh, considerat acceptabil pentru consumator. Cu alte cuvinte, capacitatea de producţie reală, normală şi predictibilă, este de 7.000-8.000 de MW, fără regenerabile.
Specialiştii par a se pune de acord că SEN este într-o situaţie dificilă, din pricina lipsei de capacităţi noi de generare a electricităţii, dar din surse convenţionale. Investiţiile de miliarde de euro care s-au făcut în ultimii ani, este adevărat, prin subvenţii mascate în factură, în domeniul energiilor regenerabile au crescut doza de impredictibilitate a acoperirii curbei de consum. Astfel, pe cerere mare, capacităţile pot să nu fie disponibile, fiind necesară punerea în funcţiune de urgenţă a unor turbine cu o vechime de zeci din ani din termocentrale, unele aflate chiar în conservare. Efectul apare în facturi, ulterior. Invers, pe un exces de vânt şi soare, apare o suprasolicitare a liniilor de transport ale electricităţii dinspre Dobrogea (unde sunt majoritatea parcurilor eoliene şi solare) în restul ţării. Riscul este de a avea o pană de curent care să afecteze întreaga ţară. Totuşi, aici sunt semne bune. Transelectrica a lansat proiectul a două linii aeriene de evacuare a excesului de capacitate de aici către restul ţării. „Am deblocat HG-ul pentru exproprieri pentru liniile Cernavodă – Stâlpu şi Gutinaşi – Smârdan, proiecte care se află în Strategia pe 10 ani a companiei. Va mai dura ceva, pentru că odată terminate exproprierile, vom trece la proiectul tehnic, apoi începem construcţia“, precizează Corina Popescu, director Transelectrica. Lucrurile evoluează foarte greu în domeniul transportului de energie, deşi necesarul de investiţii este uriaş. Compania mai are în lucru „închiderea inelului de 400Kv“, la nivelul întregii Românii, un proiect uriaş, dar vital pentru SEN. În acest sens, compania a anunţat recent că are în derulare investiţii de 1,4 miliarde de lei în următorii doi ani. „Transelectrica operează autostrăzi de energie electrică din zonele unde energia este produsă către centrele de consum. România are o structură inegală, suntem puşi în faţa unui dezechilibru la nivelul ţării, care trebuie corectat“, mai spune Corina Popescu. Potrivit acesteia, este o nevoie foarte mare şi în generarea de energie, dar din surse predictibile şi flexibile.
Investiţii. Dar cu ce şi cu cine ?
Soluţia pentru SEN, în următorii ani, ar fi: investiţii în noi capacităţi de producţie a energiei din surse convenţionale, modernizarea vechilor capacităţi şi investiţii în reţeaua de transport care să asigure cu precădere evacuarea dinspre Dobrogea în SEN.
„Avem echipamente din anii ‘60-‘70 în termocentrale şi chiar în hidrocentrale. Trebuie modernizare, investiţii masive. Pe partea de termo, se lucrează cu randamente de 30%-40%, adică cu pierderi şi costuri foarte mari. Eu văd că pe partea de gaz se pot ridica noi centrale, mai ales acum, că generarea de electricitate din gaz este profitabilă, odată cu liberalizarea pieţei, adică ce face Romgaz“, arată fostul preşedinte ANRE. Romgaz, unul dintre cei doi mari producători de gaz din România are în construcţie o centrală nouă, la Iernut, care va avea o capacitate instalată de 400 de MW. Lucrările vor fi finalizate în 2020. În România, mai există o centrală care funcţionează pe gaze, investiţie privată de 500 de milioane de euro, printre puţinele greenfield şi de capacitate mare de după Revoluţie. Beneficiarul este Petrom iar centrala este funcţională din 2014. Randamentele de funcţionare în cele două centrale sunt de circa 70%, duble faţă de vechile termocentrale ce funcţionează pe cărbune, păcură sau chiar gaz.
În rest, peisajul postrevoluţionar este destul de sărac în noi investiţii în energie. Zona termo de stat, complexurile energetice Oltenia şi Hunedoara, Elcen, nu au adus nimic nou. Hidroelectrica a construit trei hidrocentrale, Robeşti, Bretea şi Racoviţa (încă nefuncţională), dar doar de dimensiuni relativ mici, funcţionând în continuare cu echipamente învechite, care deja încep să-şi arate limitele, cum ar fi turbinele şi paletele acestora de la Porţile de Fier. Într-adevăr, în 2007 a fost inaugurat Reactorul 2 al Centralei Nucleare de la Cernavodă, cu un aport de 700 de MW la SEN, dar proiectul fusese început în perioada comunistă. Se vorbeşte de mulţi ani de megainvestiţii în parteneriat public privat în grupuri noi termo în Oltenia şi două noi reactoare la Cernavodă, proiecte de miliarde de dolari, dar care au rămas doar pe hârtie.
Ca un făcut, o perioadă în care centralele de stat şi Transelectrica au o nevoie imensă de noi investiţii se suprapune cu o adevărată „spoliere“ din partea acţionarului majoritar, adică statul. Companiilor profitabile din domeniu li se cer şi ultimii bani din profit pe dividende, ba chiar au fost nevoite să vireze şi dividende suplimentare, din rezerve. În aceste condiţii, noi investiţii par extrem de greu de realizat, chiar şi în condiţiile în care ar exista un interes major al partenerilor străini, deci stabilitatea SEN va depinde, în mare măsură, tot de vechile centrale energofage şi de capriciile vremii.
Măsura pe care trebuie să o ia în considerare Ministerul Energiei, în principal, este o preocupare pentru a creşte capacitatea reală de producţie, alta decât cea din surse regenerabile.
Niculae Havrileţ, fost preşedinte ANRE