Transelectrica, operatorul sistemului energetic național, încearcă să se pregătească pentru "asaltul" a mii de noi megawați instalați în parcuri eoliene ce urmează a fi construite în zona de sud-est a României, oricum supraaglomerată cu unități de producție de electricitate existente, în special pe bază de vânt, pe lângă centrala nucleară Cernavodă. Acest lucru constituie deja de ceva timp o vulnerabilitate a sistemului, atât din cauza intermitenței generării centralelor eoliene, cât și a faptului că alte regiuni ale țării sunt deficitare din punct de vedere al producției în raport cu consumul, România fiind profund dezechilibrată din acest punct de vedere.
Planul Național Integrat în domeniul Energiei și Schimbărilor Climatice 2021-2030 (PNIESC) al României, discutat cu Comisia Europeană și pregătit pentru a fi aprobat de către Guvern, prevede instalarea în următorii 10 ani a încă circa 2.300 MW de capacități de producție eoliene, care ar duce totalul puterii instalate în acest tip de unități la peste 5.200 MW.
28 noiembrie - Profit Financial.forum
"Ținând cont că principala zonă cu potențial eolian din România este zona corespunzătoare secțiunii 6, se estimează că o mare parte din sursele eoliene prognozate să apară vor fi localizate în zonele Dobrogea și Brăila-Galați. De asemenea, este posibil să apară proiecte de centrale eoliene offshore cu putere instalată mare, peste 1.000 MW, care să necesite racordarea în aceeași zonă", se arată într-un document al Transelectrica, analizat de Profit.ro.
Se ia în calcul construirea, în timp, de parcuri eoliene offshore cu putere instalată totală de până la 3.000 MW, în 3 etape, a câte 1.000 MW fiecare.
Compania a comandat două studii menite să găsească modalități prin care rețeaua energetică de transport a României să facă față acestei probleme, unul privind "soluții în curent continuu de evacuare a puterii din zona de sud-est a României", iar celălalt privind "creșterea capacității de transport pentru LEA 400 kV din zona de sud-est a României (secțiunea 6) prin soluții de reconductorare".
"La momentul actual, în perioadele cu vânt, liniile electrice din secțiunea 6 sunt încărcate la maxim și uneori, pentru respectarea criteriului de siguranță N-1, sunt necesare măsuri de redispecerizare, conform mecanismelor de management al congestiilor de rețea, rezultând cheltuieli suplimentare pe piața de echilibrare. O parte din aceste linii electrice, având tronsoane cu secțiuni diferite, provoacă congestii, ceea ce impune uniformizarea secțiunii de-a lungul liniilor sau chiar schimbarea conductoarelor active cu conductoare active de ultimă generație cu capacitate mărită de transport al energiei electrice. De asemenea, având în vedere fluxul de putere care tranzitează regiunea Moldova venind din S6, este important să se analizeze și posibilitatea creșterii capacității de evacuare a secțiunii S3", menționează sursa citată.
Criteriul de siguranță N-1 este "Regula conform căreia, după defectarea unui singur element de rețea (cum ar fi: o linie electrică, un transformator, un grup generator sau în unele cazuri o bară de stație electrică), elementele rămase în funcțiune trebuie să poată face față schimbărilor circulațiilor de curenți în rețea provocate de această singură defectare" fără întreruperea alimentării consumatorilor și fără apariția altor probleme în sistem, potrivit Codului tehnic al rețelei electrice de transport (RET).
"În ultimii ani, pe parcursul racordării la sistemul energetic național (SEN) a centralelor electrice eoliene, în rețeaua electrică de transport nu s-au efectuat investiții pentru realizarea de linii electrice noi, fapt ce a condus la respectarea la limită a criteriului de siguranță N-1 în schema cu toate echipamentele în funcțiune. În prezent, în toate studiile de soluție pentru racordarea surselor de putere în secțiunea 6 este evidențiat faptul că sunt necesare lucrări de investiții, fapt ce conduce de cele mai multe ori la amânarea de către investitori a punerii în funcțiune a centralelor până la realizarea investițiilor în RET", se mai afirmă în document.
Una dintre soluțiile care urmează a fi analizate va fi "o linie în curent continuu între stațiile 400 kV București Sud și Constanța Sud", cea de-a doua urmând a fi considerată "racordată intrare-ieșire în LEA 400 kV Constanța Nord-Medgidia Sud".
Cea mai recentă variantă a Planului Național de Relansare și Reziliență (PNRR) al României, ce urmează a fi finanțat din fonduri UE (granturi și împrumuturi) de peste 30 miliarde euro destinate sprijinirii recuperării economice a statelor UE afectate de pandemia COVID-19, prevede un buget estimat de investiții de negociat cu Comisia Europeană de 1,3 miliarde euro pentru domeniul "Energie regenerabilă și eficiență energetică", plus alte 600 milioane euro pentru "dezvoltarea infrastructurii de gaz natural în amestec cu hidrogen și alte gaze verzi" – în total 1,9 miliarde euro.
"România și-a propus prin Planul Național Integrat în domeniul Energiei și Schimbărilor Climatice 2021-2030 (PNIESC) ca ponderea energiei din surse regenerabile să ajungă la minim 30,7% în anul 2030, având ca ținte intermediare 25,2% (în 2022), 26,9% (în 2025) și respectiv 28,4% (în 2028). 〉 În vederea atingerii obiectivelor, România trebuie să extindă capacitatea de energie din surse regenerabile până în 2030 cu aproximativ 6,9 GW în plus față de anul 2015, corelat cu scoaterea din operare a capacităților bazate pe cărbune", se arată în document.
Anterior, Comisia Europeană a caracterizat drept "neambițioasă" ținta națională de creștere a ponderii energiei din surse regenerabile în consumul de electricitate la 30,7% până în 2030, inclusă în PNIESC, și a susținut că, pe baza metodologiei de estimare a potențialului național prevăzute de legislația UE, ținta României ar trebui să fie 34%.
În consecință, în decembrie anul trecut, Guvernul a comandat un studiu de evaluare a potențialului tehnico-economic al resurselor de energie regenerabilă din România, în baza căruia să fie revizuită și completată legislația primară națională în vederea transpunerii normelor comunitare în domeniu. "Atunci când se vor efectua calculele, în cadrul acestor scenarii vor fi luate în considerare costurile de integrare a respectivelor tehnologii (stocare, transport etc) și gradul de suportabilitate al rețelei pentru orizontul de timp indicat. Se va ține cont și de costul energiei pe întreg lanțul de la producere la consumator, un cost foarte relevant fiind cel la consumatorul final", se preciza în documentația de achiziție a studiului.
