Ministrul Energiei, Sebastian Burduja, a afirmat că România își propune prelungirea termenului de exploatare a centralelor pe cărbune, în condițiile în care nu are cu ce să le înlocuiască în acest moment, și a precizat că trebuie mers cu un punct de vedere unitar în fața Comisiei Europene pentru a obține aceste derogări de termene. Burduja a estimat o prelungire a termenului de exploatare a centralelor pe cărbune cu trei ani.
”Ne-am propus prelungirea termenului de exploatare a centralelor pe cărbune. Nu avem altă variantă în contextul în care energia României trebuie să fie o energie sigură și nu avem cu ce să înlocuim grupurile pe cărbune, în acest moment, cel puțin. Mai mult, grupurile pe gaz din planul de restructurare de la Complexul Energetic Oltenia au întârzieri, trebuie să o spunem deschis, au fost licitații, cum este cea de la Ișalnița, unde nu a fost niciun ofertant. La fel s-a întâmplat, din păcate, la Electrocentrale Craiova, cu banii din PNRR, dar ăsta e alt subiect. Și acum urmează să vedem dacă facem studii de piață noi, cu siguranță va fi nevoie de noi licitații. Deci toate aceste lucruri generează întârzieri”, a declarat Sebastian Burduja, citat de news.ro.
După cum a relatat Profit.ro, Complexul Energetic Oltenia a lansat deja o licitație pentru a contracta consultanți care să-i elaboreze un proiect de modificare și prelungire a planului de restructurare, proiect pentru care statul român va cere aprobarea Bruxelles-ului. ″(...) se urmărește modificarea și prelungirea Planului de restructurare al Complexului Energetic Oltenia cu o perioadă cuprinsă între minim 1,5 ani și maxim 3 ani (...)″, scrie în documentația de atribuire, consultanții urmând să elaboreze și ″ (...) propunerile de modificare a măsurilor care sunt imposibil de a fi implementate până la 31.12.2026 și termenele propuse pentru decalare până cel mai târziu la 31 decembrie 2028, cu evidențierea impactului (cum ar fi: funcționarea în regim comercial a blocurilor energetice pe cărbune)″.
Cel din urmă aspect este extrem de important, în condițiile în care legislația în vigoare a decarbonării prevede că termocentralele pe lignit trecute în conservare pot fi activate numai în situații de criză și ″nu trebuie să primească niciun fel de compensație de pe piața angro de energie electrică și/sau de pe piața de echilibrare″.
Ministrul a prezentat trei lucruri care trebuie făcute în următoarea perioadă, în această direcție.
”Avem trei lucruri de făcut. Avem de negociat cu Comisia Europeană o ajustare a PNRR-ului pentru că jalonul acesta a fost considerat închis, îndeplinit de România. E adevărat că regulamentul european permite discuții. (...) Al doilea lucru este să renegociem planul de restructurare pentru Complexul Energetic Oltenia, lucrurile sunt legate între ele, și al treilea lucru este să modificăm legea decarbonizării. Probabil al treilea este și cel mai simplu pentru că depinde strict de voința politică pe care o avem la nivel intern. În orice caz, având în vedere termenele actuale, nu putem să ne permitem, din punctul meu de vedere, ca din 2026 să nu mai putem conta pe Complexul Energetic Oltenia. Pur și simplu nu avem cu ce să înlocuim aceste grupuri pe cărbune”, a transmis ministrul Energiei.
Burduja a făcut un apel la toate părțile implicate pentru ca România să meargă cu un punct de vedere unitar în fața Comisiei Europene.
”Apelul meu este către toate părțile implicate. Avem un Comitet Interministerial al Cărbunelui, care include MIPE, include Ministerul de Finanțe, include mai multe părți interesate, CEO, Complexul Energetic Valea Jiului. Deci noi toți trebuie să tragem la aceeași barcă și noi, Guvernul, și Parlamentul României și am avut aceste discuții astfel încât să venim cu un punct de vedere unitar în fața Comisiei și să obținem aceste derogări de termene”, a mai declarat Burduja.
El se așteaptă la o flexibilitate a Comisiei Europene în legătură cu această solicitare a României.
”Nu cred că este prea mult ceea ce cerem. Sunt alte state europene care au centrale pe cărbune până în 2049, dacă nu mă înșel, e adevărat, au o dependență ceva mai mare de cărbune, dar totuși, având în vedere toate progresele pe care România le-a făcut, având în vedere că piața românească e foarte bine interconectată, având în vedere că suntem un bun cetățean european, mă aștept să existe o flexibilitate pe măsură și din partea Comisiei Europene și, de fapt, un tratament obiectiv al situației României, care nu își permite să devină dependentă de alte state, de resursele altor state. Din contră, trebuie să fie un pilon de stabilitate și cred că ceea ce s-a întâmplat în ultima perioadă, cu sprijinul pentru Republica Moldova, cu evoluțiile din proiectul Neptun Deep, demonstrează că România poate să joace acest rol”, a mai afirmat Sebastian Burduja.
El a adăugat că estimează ca această derogare să fie de trei ani.
Compania de stat Transelectrica, operatorul sistemului energetic național, a demarat achiziția de servicii de consultanță pentru elaborarea documentului-cheie cu care statul român vrea să meargă la Bruxelles pentru a încerca să convingă Comisia Europeană să accepte amânarea închiderii termocentralelor pe cărbune din România, mai precis prelungirea planului de restructurare și decarbonare a Complexului Energetic Oltenia, aflat în întârziere semnificativă pe partea de investiții în capacități de producție noi, fotovoltaice și pe gaze, care să înlocuiască grupurile pe lignit programate să fie scoase din exploatare.
Câștigătorul licitației lansate de Transelectrica va trebui să elaboreze Studiul de adecvanță a sistemului energetic național (SEN) pentru orizontul 2030, în noul context legislativ european privind tranziția către energia regenerabilă. Precedentul studiu similar a fost efectuat în 2018.
Termenul tehnic ″adecvanță″ înseamnă "capacitatea sistemului electroenergetic de a satisface în permanență cererile de putere și energie ale consumatorilor, luând în considerare ieșirile din funcțiune ale elementelor sistemului, atât cele programate, cât și cele rezonabil de așteptat a se produce neprogramat".
″Au fost oprite foarte multe centrale pe cărbune și pe gaze. Marea majoritate nici nu mai corespundeau din punct de vedere tehnic și al normelor de mediu. În schimb, s-au instalat centrale eoliene și fotovoltaice. Și cum s-a întâmplat și în vară, dar și săptămânile trecute, nu am avut nici soare, nici vânt și nici apă și ne-a fost foarte greu să acoperim consumul de energie. Astăzi, pot să spun că răsuflăm ușurați, a început să bată vântul, prețurile spot au scăzut cu 43%, deci e o zi mai liniștită. De aceea poate că și zâmbesc.
Dependența noastră de surse regenerabile a crescut foarte, foarte mult. Dacă e să punem la socoteală doar centralele clasice, în prezent, pe timpul iernii, reușim să adunăm undeva la 7.000 MW putere de producție. Restul până la 9.000 în vârf de consum ar trebui să vină din regenerabile sau din import. Aceasta este realitatea, mai mult de 7.000 MW nu putem produce din nuclear, gaze, cărbune și hidrocentrale, fără regenerabile. E trist. Instalațiile de stocare sunt veriga care acum lipsește și care va face posibilă integrarea centralelor regenerabile într-un volum din ce în ce mai mare ″, a atras atenția, recent, directorul Dispecerului Energetic Național (DEN) din cadrul Transelectrica, Virgiliu Ivan.
Ministrul Energiei, Sebastian Burduja, a declarat în repetate rânduri, în ultimul an, că România intenționează să solicite Comisiei Europene amânarea închiderii producției de energie pe cărbune, pentru a nu fi pusă în pericol securitatea energetică a țării, mai ales în contextul războiului din Ucraina, în care atacurile Rusiei au provocat distrugeri masive infrastructurii energetice ucrainene și au creat probleme în aprovizionare și în Republica Moldova.
″Evident că România are nevoie de cărbune și că, dacă dorește să renunțe la aceste grupuri în procesul de tranziție verde, trebuie să pună ceva în loc. Securitatea energetică a românilor nu este negociabilă. Așa cum am spus de multe ori public, avem nevoie de studiul de adecvanță al Transelectrica pentru a putea discuta pe baza unor cifre și argumente concrete cu Comisia Europeană. Studiul este în pregătire la nivelul Transelectrica pentru procedura de achiziție publică″, spunea Burduja în septembrie.
Contractul de realizare a studiului de adecvanță nu va fi însă semnat mai devreme de luna martie a anului viitor, după care prestatorul va avea la dispoziție maximum 8 luni pentru a finaliza și preda studiul, potrivit documentației de atribuire. În acest termen intră și avizarea studiului de către conducerea Transelectrica, care nu ar trebui să dureze mai mult de o lună, timp în care vor trebui efectuate și eventualele corecții solicitate de operatorul de transport și sistem.
Astfel, dacă deadline-urile vor fi împinse la limita maximă (neluând în calcul și varianta ca ele să fie depășite, din cauza unor eventuale contestații la licitație sau din alte motive), e posibil ca studiul să fie finalizat și gata de pus pe masa Bruxelles-ului peste un an, în noiembrie 2025.
″Studiul are ca scop evaluarea rezilienței și a independenței energetice a României, luând în calcul creșterea ponderii producției de energie electrică din surse regenerabile (în principal fotovoltaic și eolian, inclusiv prosumatori), decarbonizarea sectorului rezidențial prin creșterea eficienței energetice, dezvoltarea și electrificarea mijloacelor de transport de diferite categorii (autoturisme, furgonete, camioane etc).
Obiectivul specific preconizat a fi atins prin dezvoltarea acestui studiu este reprezentat de identificarea provocărilor cu care se poate confrunta SEN în perioada 2025-2030, dar și la nivelul anului 2035, în ceea ce privește asigurarea adecvanței, respectiv a echilibrului continuu dintre cererea și producția de energie electrică în contextul unei noi structuri de producție, caracterizată de o mai mare volatilitate, conform cu cerințele Regulamentelor Europene și a standardelor ENTSO-E. Un alt obiectiv specific îl constituie identificarea măsurilor de tratare a eventualelor riscuri și vulnerabilități pentru a menține siguranța alimentării în SEN la un nivel acceptabil″, se menționează în caietul de sarcini.
Potrivit Transelectrica, elementele principale care impun actualizarea periodică a evaluărilor de adecvanță ale SEN sunt următoarele:
- modificarea substanțială a structurii de producție din SEN în urma integrării în ultimii ani a unui număr tot mai mare de centrale electrice regenerabile (eoliene și fotovoltaice), cu o pondere tot mai importantă în puterea totală instalată în SEN, centrale al căror nivel de certitudine privind asigurarea siguranței în funcționare a SEN este mult mai mic decât cel al celor clasice, proces care se află în continuă evoluție. De asemenea, creșterea semnificativă a producției de energie generată de către centralele electrice eoliene și fotovoltaice, conduce pe de o parte la scoaterea de pe piață în mod implicit a unor grupuri clasice a căror nivel de certitudine privind asigurarea rezervelor de sistem este net superior celor din surse regenerabile. Limitarea funcționării acestora, trecerea lor în conservare sau dezafectarea acestora ca urmare a îndeplinirii cerințelor asumate prin PNIESC, conduce la indisponibilizarea unor cantități semnificative de rezerve de sistem pe care acestea le pot pune la dispoziția SEN. În acest sens, sunt vizate în primul rând grupurile termoenergetice pe cărbune, care nu mai îndeplinesc condițiile de mediu și care sunt subiectul procesului de decarbonare la nivel european și național. Un alt efect generat de aceste modificări, îl reprezintă diminuarea inerției sistemului cu impactul tehnic și operațional implicit asupra siguranței în funcționare, mai ales în cazul fenomenelor tranzitorii;
- caracterul intermitent al producției din surse regenerabile generat de funcționarea CEE și CEF și dificultățile în echilibrarea sistemului. Suprapunerea defavorabilă a efectelor acestor variații peste caracterul natural al consumului (vârf sau gol de sarcină) conduce la creșterea semnificativă a eforturilor și costurilor cu echilibrarea sistemului;
- reducerea capacității instalate și a celei disponibile din centralele clasice, atât în urma încheierii duratei de funcționare a grupurilor energetice și/sau a retragerilor din exploatare de lungă durată pentru retehnologizări (cum ar fi, în mod special, Unitatea 1 de la CNE Cernavodă în perioada 2027 - 2029), cât și a obligațiilor/ angajamentelor instituite prin procesul de decarbonare care vor produce efecte începând din 2026, conduce la necesitatea unor investiții compensatorii a căror dezvoltare în industria energetică implică o nouă abordare de business și de evaluare a viabilității economice, respectiv a recuperării investiționale;
- evoluția piețelor de energie la nivel european și regional, prin creșterea accentuată a centralizării și unificării, pentru toate categoriile de segmente de piață (contracte bilaterale, spot, echilibrare, servicii de sistem); în strânsă conexiune cu această evoluție trebuie adăugat procesul de amplificare substanțială a schimburilor transfrontaliere facilitat de creșterea semnificativă a capacităților de interconexiune (transfrontaliere) în concordanță cu obligațiile instituite prin Regulamentul (UE) nr. 943/2019 privind piața internă de energie electrică;
- contextul geopolitic contemporan, caracterizat printr-un nivel mai ridicat de incertitudine privind disponibilitatea surselor clasice de energie în zona geografică a țării noastre (în speță gaze naturale) și necesitatea diversificării acestora și a unor investiții importante în exploatarea resurselor interne și iîn rețele și terminale în țara noastră, cât și la nivel regional;
- interconectarea sistemului energetic european ENTSO-E cu Republica Moldova și Ucraina la data de 16 martie 2022 și afectarea infractructurii energetice a Ucrainei, ca urmare a atacurilor armate ale Rusiei au făcut ca Ucraina să treacă de la o țară cu potențial de export de energie electrică la o țară dependentă de importurile de energie electrică din Europa; în ceea ce privește consumul intern al Republicii Moldova, acesta nu poate fi acoperit integral de centrala de la Moldavskaya GRES, iar producția acestei centrale prezintă un nivel ridicat de incertitudine (inclusiv în contextul politic actual), acoperirea integrală a consumului în cazul lipsei producției centralei realizându-se exclusiv prin importuri de energie din România sau din interconexiune;
- evoluția capacității disponibile pentru schimburi transfrontaliere. În prezent, capacitatea disponibilă pentru schimburi transfrontaliere pe granițele României este de aproximativ 3.500 MW, valoarea depinzând de structura de producere, nivelul consumului, respectiv topologia rețelei electrice de transport, în special retragerile din exploatare datorate programelor de mentenanță și investiții. Ca urmare a prevederilor Regulamentului (UE) 2019/943, în ceea ce privește atingerea unei capacități disponibile pentru schimburi transfrontaliere de 70% din capacitatea de transport, respectiv a proiectelor de investiții din Planul de dezvoltare a RET, la nivelul anului 2030 capacitatea disponibilă pentru schimburi transfrontaliere pe granițele României se estimează că se va dubla, ajungând până la 7.000 MW;
- flexibilitatea limitata a unităților nucleare existente în CNE Cernavodă, a căror producție reprezintă circa 20% din producția totală de energie din SEN și care nu asigură rezerve de echilibrare;
- inițierea unui proces de integrare în SEN a echipamentelor neconvenționale, respectiv a stocării în principal pe baza bateriilor electrice și a CHE cu acumulare prin pompare, proces care schimbă în mod relevant atât abordările comerciale (de piață) cât și principiile de operare, echilibrare și nivelul rezervelor din SEN și care are o perspectivă de extindere foarte accentuată în următorul deceniu; modificarea rapidă și semnificativă a condițiilor meteorologice ca urmare a procesului global al schimbărilor climatice (încălzire globală) care a adus în ultimii ani în mod tot mai frecvent și mai accentuat apariția unor ani extrem de secetoși în zona geografică a României, cu efecte dramatice asupra resurselor de apă (hidraulicitate foarte redusă) și a producției din centrale hidroelectrice (inclusiv a rezervelor asigurate de către aceste centrale), respectiv posibilitatea ca aceste situații/perioade să se suprapună în mod natural cu lipsa sursei eoliene sau a celei fotovoltaice; de asemenea, alternanța temperaturilor (diferențe extreme) conjugate cu manifestări meteorologice violente creează tot mai multe probleme în operarea sistemelor și a rețelelor electrice;
- evoluția accentuată a puterii instalate la nivelul prosumatorilor din ultima perioadă; puterea instalată a acestora crescând de la 478 MW la data de 01.01.2023, la 1443 MW la data de 31.12.2023, respectiv la 1780 MW la data de 31.05.2024 trendul crescător continuând și generând un impact semnificativ în ceea ce privește adecvanța sistemului;
- evoluția estimată a consumului de energie electrică și creșterea gradului de electrificare atât în gospodării, cât și la consumatorii industriali, cu luarea în considerare a creșterii mobilității electrice și penetrarea pompelor de căldură pentru încălzire/răcire;
- evoluția modelului și structurii piețelor de energie electrică la nivel regional și european (cuplarea piețelor), precum și a proiectelor majore dezvoltate în această direcție, cu implicații în ceea ce privește asigurarea adecvanței la nivel național.
