Este cel mai probabil ca proiecte românești existente de construire de centrale noi de producție de energie electrică pe gaze naturale în ciclu combinat cu putere instalată însumată de 2.150 MW, destinate înlocuirii de capacități de generare pe cărbune, să nu se mai realizeze în cele din urmă, potrivit ENTSO-E, organizația de cooperare a operatorilor de transport și sistem din Europa, din care face parte și operatorul sistemului energetic național al României, Transelectrica.
Înainte de a fi prezentată aici, informația a fost anunțată cu mult înainte pe Profit Insider
Aprecierea, care se bazează pe legislația europeană și românească privind decarbonarea în vigoare, este inclusă în cel mai recent studiu ENTSO-E de estimare pe 10 ani a adecvanței resurselor energetice ale Europei, realizat cu date din 2024 provenite de la operatorii naționali.
România vrea însă să amâne cu câțiva ani închiderea termocentralelor pe lignit ale Complexului Energetic Oltenia (CEO), tocmai din cauza întârzierii semnificative a proiectelor de construire de centrale noi pe gaze ale CEO. Termenele de închidere sunt prevăzute de Planul Național de Redresare și Reziliență (PNRR), legea decarbonizării sistemului energetic și planul de restructurare și decarbonare a CEO.
Contactat de Profit.ro pentru a comenta analiza ENTSO-E, Ministerul Energiei nu a transmis nici un răspuns până în momentul publicării acestui articol.
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".
În studiul ENTSO-E se notează că, deși în privința României au fost identificate doar îngrijorări minore legate de adecvanță, aceste rezultate au la bază presupozițiile din Planul Național Integrat Energie Schimbări Climatice (PNIESC) al țării, date privind planurile de investiții, autorizațiile acordate și solicitările de racordare, precum și input-uri de la participanții la piață.
Astfel, pentru următorii 10 ani, a fost luată în calcul majorarea capacității de producție de energie din surse regenerabile la nivelul țintelor din PNIESC, precum și mai mult decât dublarea, până în 2032, a capacității nucleare naționale, plus retehnologizarea unității 1 a centralei nucleare Cernavodă, programată pentru perioada 2027-2029.
Conform studiului ENTSO-E, scenariul central de referință reflectă și procesul de scoatere progresivă din producție a termocentralelor pe cărbune, asumat prin documentele strategice naționale, precum și planurile de înlocuire a acestor termocentrale, în principal cu unități pe gaze în ciclu combinat (CCGT).
″Cu toate acestea, punerea în funcțiune a acestor CCGT este extrem de incertă, iar analizele naționale dezvăluie că validitatea indicatorilor de adecvanță (ai sistemului energetic național românesc – n.r.) depinde de implementarea acestor obiective privind producția. Incertitudinile legate de data punerii în funcțiune a noilor capacități pot avea un impact advers asupra României și, potențial, asupra regiunii.
Mai mult, rezultatele analizei de viabilitate economică arată că o capacitate totală CCGT de 2.150 MW nu ar mai fi viabilă economic în orizontul anului 2035 și ar trebui dezafectată în anul-țintă 2035. Cu toate acestea, luând în considerare că nu este vorba de o capacitate existentă, ci de una asumată a fi pusă în funcțiune în perioada 2026-2030, este cel mai probabil că aceste investiții nu se vor materializa deloc, iar în consecință, această capacitate ar trebui exclusă din analiză și pentru ani-țintă mai recenți, nu doar pentru 2035, cu efect negativ asupra rezultatelor LOLE″, se arată în studiul ENTSO-E, la capitolul dedicat României.
LOLE este abreviere pentru Loss of Load Expectation (durata așteptată a pierderii sarcinii), indicator care reprezintă estimarea numărului de ore pe an în care resursele de energie sunt insuficiente pentru acoperirea cererii.
Potrivit precedentului studiu similar al ENTSO-E, cu date din 2023, citat de Transelectrica în cel mai recent plan de dezvoltare a rețelei de transport a României, pentru perioada 2024-2033, ″unele grupuri noi în ciclu combinat pe gaze cu PIF (punere în funcțiune – n.r.) după 2030 în scenariul NT (de referință – n.r.), sunt nerentabile în ipotezele considerate și nu-și pot recupera costurile de funcționare, excedentul de capacitate nou instalată totalizând 400 MW în scenariul A, respectiv 880 MW în scenariul B″.
ENTSO-E nu precizează la ce proiecte românești de centrale CCGT de 2.150 MW în total se referă ca fiind incerte și cu șanse mari de neimplementare.
Pe hârtie, proiecte CCGT au Complexul Energetic Oltenia (cu putere însumată de 1.325 MW), Electrocentrale București (ELCEN, 680 MW) și Alro Slatina (470 MW). Există însă și proiectul de 1.700 MW de la Mintia al Mass Global Energy Rom, aflat într-un stadiu avansat de execuție și care ar putea fi finalizat încă de anul viitor, precum și cel de la Iernut al Romgaz, așteptat să fie gata în iunie anul acesta.
În studiul organizației europene a operatorilor de rețele de transport al energiei se menționează că principalul risc pentru rentabilitatea investițiilor în centrale pe gaze (de la nivelul întregului continent, nu doar a celor din România) este acela ca ele să ajungă să producă doar un număr extrem de mic de ore, în momente de vârf de consum și cu producție regenerabilă mică.
Ministrul Energiei, Sebastian Burduja, a declarat luna trecută, la Maratonul Profit.ro TV - Securitatea Energetică a României, că autoritățile române depun toate eforturile, inclusiv prin studii și analize de adecvanță efectuate de operatorul de sistem Transelectrica, pentru a convinge Comisia Europeană să accepte amânarea închiderii termocentralelor pe lignit ale Complexului Energetic Oltenia, care “ne-au salvat” în momentele de stres ale sistemului energetic. El a menționat ca țintă de amânare anul 2029, când ar urma să reintre în producție reactorul 1 de la centrala nucleară Cernavodă, ce va fi oprit pentru retehnologizare în 2027.
Investițiile CEO în unități de producție de noi, reprezentând 2 centrale pe gaze naturale de 1.325 MW în total și 8 parcuri fotovoltaice ce însumează 690 MW, la care se adaugă retehnologizarea unei hidrocentrale de 10 MW, sunt extrem de întârziate față de program. Centralele solare ar fi trebuit puse în funcțiune în iunie 2024, iar grupurile pe gaze au ca termen de finalizare iunie 2026.
Cu totul, planul de restructurare are ca termen limită de implementare sfârșitul lui 2026. Însă cele mai recente estimări ale CEO arată că centralele pe gaze ar putea fi puse în funcțiune abia în martie și iulie 2028, iar parcurile fotovoltaice – în iunie și noiembrie 2026.
