enel
enel

Ce se întâmplă cu sistemul energetic dacă nu se fac reactoarele de la Cernavodă și noile centrale pe gaz și dacă se închide CE Oltenia

Transelectrica a actualizat, în decembrie 2019, planul de dezvoltare al rețelei electrice de transport 2018-2017 iar unul dintre capitole se referă la o analiză de adecvanță a SEN în vârf de sarcină în scenariul în care nu se realizează investițiile în centralele noi.

Concluzia simplă: dacă este iarnă grea și secetă, România nu are suficientă electricitate nici dacp utilizează la maximum capacitatea de interconexiune pentru importuri.

“Închiderea activității la centralele pe cărbune, corelat cu nerealizarea grupurilor noi preconizate, are impact negativ asupra adecvanței și securității energetice la nivel național și chiar regional, efect multiplicat în ipotezele unor condiții meteorologice severe (iarnă geroasă), caracterizate de o creștere a consumului intern net și de lipsa sursei primare pentru centralele electrice (lipsă vânt/apă) și eventuale probleme în rețeaua de transport gaze naturale, situație în care capacitatea lipsă la vârful de sarcină depășește capacitatea de import a RET și, astfel, SEN nu mai dispune de resursele necesare acoperirii consumului de energie electrică, cu utilizarea la maxim a capacității transfrontaliere de import”.

Aceasta este concluzia capitolului “Adecvanța sistemului la vârful de sarcină – analiză de sensibilitate în raport cu disponibilitatea unităților de producere care funcționează pe bază de combustibili fosili și în raport cu probabilitatea de nerealizare a capacităților noi de producere prognozate”.

Operatorul rețelei naționale de transport a energiei electrice a făcut așadar un fel de test de stres al SEN, în baza unui scenariu care ia în calcul nerealizarea investițiilor programate și ieșirea din uz a unora din grupurile actuale.

Iată, integral, scenariul luat în calcul, așa cum a scris Transelectrica

„În cadrul acestui capitol este prezentat un scenariu critic, în condițiile nerealizării grupurilor 3 și 4 la CNE Cernavodă până în 2027 conform previziunilor transmise inițial de SN Nuclearelectrica SA (PIF estimat: 2023-2024).

De asemenea, având în vedere dificultățile financiare, s-a considerat că nu se vor realiza grupurile noi funcționând pe gaz natural, estimate a fi puse în funcțiune până în 2022, la Arad (puterea netă disponibilă de 38 MW), Govora (3 TG cu puterea totală netă disponibilă de cca. 125 MW) și București (3 CC cu puterea totală netă disponibilă de 400 MW la Grozăvești, București Sud și Progresul).

Având în vedere consecințele potențiale ale evoluţiei prețului certificatelor de CO2 asupra situației financiare a Complexului Energetic Oltenia S.A. (CE Oltenia), scenariul modelat a considerat și diminuarea, până la dispariţia completă, a capacităților energetice din portofoliul CE Oltenia, considerate neutilizabile începând cu anul 2022. Tot neutilizabilă s-a considerat și capacitatea totală a CET Govora (cca. 180 MW) începând cu anul 2022, din considerente financiare, dar și datorită faptului că centrala este dependentă de resursa primară provenită de la CE Oltenia.

Capacitatea disponibilă la CET Drobeta s-a considerat 0 MW (în loc de 120 MW în 2022 și respectiv 70 MW în 2027) datorită declarării falimentului RAAN. În mod similar, datorită situației de insolvenţă de la CET Galaţi, cu riscul real de a intra în faliment, s-a considerat neutilizabilă (indisponibilă), capacitatea totală a centralei (cca. 350 MW) începând cu anul 2022.

De asemenea, dificultățile financiare și restricțiile impuse de conformarea la cerințele de mediu întâmpinate de CE Hunedoara, pot duce la funcționarea cu un singur grup disponibil (la Deva) pentru această perioadă.

Metodologia utilizată urmărește măsura în care capacitatea netă efectiv disponibilă în SEN poate acoperi consumul intern net la palierul de vârf de sarcină de iarnă pornind de la capacitatea netă instalată în SEN, din care s-au scăzut valori ale:

– reparațiilor planificate și accidentale;

– capacităților neutilizabile incluzând centralele electrice care au restricții tehnice, de mediu și legale, respectiv indisponibilitatea sursei primare de energie;

– serviciilor tehnologice de sistem.

Rezultatele arată că, începând cu anul 2022, primul an în care CE Oltenia nu ar mai avea niciun grup în funcțiune conform scenariului modelat, capacitatea lipsă la vârful de sarcină estimat este de aproximativ 1,8 GW în 2022 si respectiv 2,5 GW în 2027, la limita capacității de import a RET, ce va creşte în timp, pe măsură ce se finalizează proiectele de investiţii de interconexiune ale CNTEE Transelectrica SA, de la o valoare NTC de 1,8 MW în 2022, la 2,7 GW în 2027”.

“Acoperirea unei părți importante a consumului intern net prin import implică anumite riscuri legate de potențiala lipsă de resurse regionale în ceea ce privește capacitățile de producere a energiei electrice, ținând cont de soldul anual al țărilor din regiune, care, cu excepția Bulgariei și Cehiei, sunt net importatoare (Ungaria, Polonia, Croația, Serbia)”, mai arată Transelectrica.

Iată și un tabel cu datele de producție aferente adecvanței SEN în acest scenariu

Lasă un răspuns

Adresa ta de email nu va fi publicată. Câmpurile obligatorii sunt marcate cu *