De ce românii plătesc cel mai scump curent din Europa, iar România riscă „blackout” dacă va fi frig

Ministrul Energiei, Bogdan Ivan, a declarat că România plăteşte, pe anumite intervale orare, cel mai scump curent electric din Europa.

El a exemplificat spunând că, în ultima săptămână, în medie, România plăteşte 145 de euro pe megawatt-oră, în timp ce media Franţei este de 61 de euro.

Ivan a adăugat că România vinde megawatt-ul în Ungaria cu un leu şi are intervale de timp, între orele 18-22, când importă megawatt-ul cu 1.000 de lei, 2.000 de lei şi chiar 2.500 de lei.

De asemenea, ministrul Energiei a precizat că, în anii trecuţi, a fost o situaţie extremă, când România a plătit 27.000 de lei pentru un megawatt.

Citește și: ANRE, acuzat că nu își face treaba. Prețurile la energie sunt prea mari

De ce românii plătesc cel mai scump curent din Europa? Pe scurt, România a închis facilități de producție pe cărbune și gaz, a dezvoltat capacități de producție eoliană și fotovoltaică, dar nu are capacități de stocare.

În același timp, Dispeceratul Energetic Național (DEN) avertizează că România nu își va putea asigura la iarnă consumul de energie electrică în orele de vârf din propriile centrale, în niciun scenariu, fără importuri masive de curent riscând să intre în „blackout”.

De ce românii plătesc cel mai scump curent din Europa, iar România riscă „blackout” dacă va fi frig

”Eu am venit de trei luni la Ministerul Energiei şi am luat fiecare proiect în parte, am luat structura costurilor ca să înţeleg şi eu cum Dumnezeu ajungem ca astăzi să avem un kilowatt-oră (kWh) plătit şi cu un 1,30, 1,50, 1,55. Era fix la începutul mandatului.

România astăzi plăteşte cel mai scump curent uneori, pe anumite intervale orare, din Europa, pe medie avem pe tranzacţiile pe bursă în ultima săptămână o medie de 145 de euro şi vă dau o comparaţie: Franţa, care are media de 61 de euro per megawatt-oră.

Citește și: VIDEO Blackout, în Mexic. Circa 2.300.000 de oameni au rămas fără curent electric. Ce s-a întâmplat?

În ultimii 10 ani, România a scos din producţie aproximativ 7.000 de megawaţi capacitate de producţie bazată pe gaz şi pe cărbune, capacitate de producţie în bandă şi nu a pus în loc decât 1.200 de megawaţi, altă capacitate de producţie energie electrică în bandă”, a declarat ministrul Energiei Bogdan Ivan, la Antena 3.

România nu a investit în capacități de stocare pentru energia eoliană și fotovoltaică. Vindem ieftină, importăm foarte scump

”A investit masiv în panouri fotovoltaice, fără a asigura la pachet şi capacităţi de stocare. Când avem soare în România, avem şi în Bulgaria, şi în Grecia şi în Ungaria, şi în Austria şi în toată zona noastră. Vă dau datele de ieri.

România a vândut megawatt-ul în Ungaria, de exemplu, cu 20 de cenţi, cu un leu megawatt-ul. Şi avem intervale de timp în care, între 6 şi 10 seara, România importă megawatt-ul de energie cu 1.000, 2.000, chiar 2.500 de lei.

Am avut anul trecut situaţii, că am cerut statistici, o extremă, era cu 27.000 de lei un megawatt, o extremă.

Dar în momentul de faţă avem aceste aberaţii din cauză că nu avem suficientă energie.

Şi România, dintr-un exportator net de energie, s-a transformat în importator”, a afirmat ministrul Energiei. 

Citește și: Electrificarea, o problemă în România. Importul de energie a crescut cu 54%, exportul, cu 24%

El a fost întrebat dacă România a fost obligată de cineva să scoată din producţie cei aproximativ 7.000 de megawaţi. 

”România şi-a asumat prin PNRR şi pot fi întrebaţi miniştrii Fondurilor Europene de atunci cum România şi-a asumat cea mai agresivă ţintă de decarbonizare, şi anume să închidă minele şi centralele pe cărbune din Valea Jiului şi de la Complexul Energetic Oltenia până 31 decembrie 2025.

În comparaţie, Germania sau Polonia au ales ca şi ţintă 2040, respectiv 2050”, a transmis Bogdan Ivan. 

El a subliniat că reprezentanţii Comisiei Europene i-au spus că România şi-a asumat această ţintă şi că nu i-a fost impusă. 

”Cei din Comisia Europeană, când m-am dus acum două săptămâni să renegociez deschiderea jalonului 119, prin care am cerut o amânare pentru închiderea centralelor pe cărbune din România, pentru că am avea un pericol real de energie insuficientă şi de blackout, mi-au spus: domnule ministru, România şi-a asumat ţinta asta, nu noi.

Noi v-am dat 2,6 miliarde de euro să faceţi noi capacităţi de producţie a energiei bazate pe gaz, cum aţi ales voi.

Aveţi contracte de finanţare semnate din 2022-2023, proiectele astea sunt pe hârtie.

Licitaţiile au fost făcute, nu au venit ofertanţii, iar noi astăzi suntem într-o situaţie extrem de complicată ca în trei luni de zile să rezolvăm o problemă acută a Sistemului Energetic Naţional şi să convingem Comisia Europeană că nu vom închide centralele pe cărbune până când nu vom avea noi capacităţi de a le înlocui sau de a plăti 2 miliarde de euro înapoi, pentru că banii noi i-am luat”, a afirmat Bogdan Ivan.

„Stare de urgență” energetică, dacă va fi frig la iarnă

Dispeceratul Energetic Național (DEN) a elaborat scenariile de funcționare a sistemului energetic iarna viitoare iar concluzia este că, și în scenariul mediu, nu doar în cel pesimist, va fi nevoie de import de energie electrică în vârfurile de consum, informează e-nergia.ro.

“Urmare a analizei efectuate, se constată faptul că atât în scenariul moderat, cât și în scenariul pesimist, vârful de consum nu se poate acoperi integral din producția internă, fiind necesar importul de energie electrică”, arată DEN în actul normativ care aprobă programul de iarnă.

În funcție de scenariu, mediu sau pesimist, pe care le vom detalia ceva mai departe, necesarul de import la vârful de sarcină variază între 1.600 și 4.300 MW putere orară.

“Astfel, în scenariul moderat, la vârful de consum de seară se înregistrează un deficit de aproximativ 1.120 MW. Dat fiind că pentru funcționarea în condiții de siguranță a SEN, rezervă minimă necesară pentru funcționarea sigură a Sistemului Energetic este de 1000 MW și doar 520 MW pot fi acoperiți prin mobilizarea integrală a rezervelor din sistem, diferența neacoperită pentru funcționarea în condiții de siguranță în acest scenariu este de aproximativ 1.600 MW.

În scenariul pesimist, la vârful de seară se înregistrează un deficit de producție de aproximativ 3.800 MW; pentru acoperirea rezervei minime se pot acoperi doar 500 MW prin mobilizarea integrală a rezervelor din sistem, de aceea, în acest scenariu, diferența neacoperită pentru funcționarea în condiții de siguranță este de aproximativ 4.300 MW”, se arată în documentul citat.

DEN amintește că se poate ajunge în ceea ce se cheamă “stare de alertă”, care apare atunci când nu sunt suficiente rezerve și care, la limită, ar putea conduce la unele limitări de consum. Cităm mai departe din document:

“Menționăm faptul că în conformitate cu regulamentele europene, atunci când sistemul funcționează fără rezerve, se află stare de alertă.

Conform Regulamentului UE 1485/2017, „starea de alertă” înseamnă starea în care sistemul se află în limitele de siguranță în funcționare, dar în care a fost detectată o contingență cuprinsă în lista de contingențe, la a cărei apariție măsurile de remediere disponibile nu sunt suficiente pentru a menține starea normală de funcționare.

Articolul 152, alin. (11) din același Regulament prevede că „dacă sistemul este în stare de alertă din cauza rezervelor insuficiente de putere activă în conformitate cu articolul 18, OTS (operatorul de transport și sistem, Transelectrica la noi – n.red.)  din blocurile RFP (reglaj frecvență-putere – n.red.) în cauză, în strânsă cooperare cu alți OTS din zona sincronă și cu OTS din alte zone sincrone, iau măsuri pentru a restabili și înlocui nivelurile necesare ale rezervelor de putere activă.

În acest scop, OTS dintr-un bloc RFP au dreptul de a solicita modificări ale producției sau consumului de putere activă al unităților generatoare sau al unităților consumatoare din zona lor de reglaj pentru a reduce sau pentru a elimina încălcarea cerințelor privind rezerva de putere activă”.

Ipotezele de funcționare în scenariile luate în calcul de DEN, mediu și pesimist, fără a fi luate în calcul posibilități de export de energie

În evaluarea scenariilor s-au luat în considerare următoarele ipoteze:

– condiții meteorologice deosebite, caracterizate de 7 ÷ 10 zile geroase, cu temperaturi negative cuprinse între -10 °C ÷ -20 °C, care conduc la lipsa producției în centralele electrice eoliene (în scenariul pesimist), respectiv la o producție moderată, de aproximativ 1.000 MW (în scenariul moderat);

– vârful de consum maxim prognozat de 9.500 MW (în scenariul pesimist), respectiv de 9.100 MW (în scenariul moderat), este considerat la vârful de seară, când producția în centralele electrice fotovoltaice este nulă;

Din punctul de vedere al Rețelei Electrice de Transport, capacitatea maximă de transfer în interconexiune, pentru sezonul rece se va situa în jurul valorilor medii de 4.500 MW la export, respectiv de 4.200 MW la import.

A fost analizată fiecare centrală electrică clasică pentru a i se determina structura de producție și capabilitatea de a participa la acoperirea consumului și la asigurarea rezervelor de sistem (aFRR și mFRR). Au fost luate în considerare doar grupurile disponibile din punct de vedere tehnic, nu și grupurile care sunt indisponibile de lungă durată, din motive tehnice, comerciale și/sau de mediu.

În ceea ce privește grupurile energetice funcționând pe lignit, aparținând Complexului Energetic Oltenia având în vedere și Planul de decarbonizare, asumat de către Guvernul României:

– pentru scenariul moderat s-a luat în calcul la CTE Turceni un singur grup (TA 5) cu 250 MW și s-a considerat ca TA 4 este în rezervă tehnică, respectiv la CTE Rovinari s-au luat în calcul două grupuri (TA 4 și TA 5) cu un total de 600 MW și s-a considerat că TA 6 este în rezervă tehnică, respectiv la CTE Ișalnița TA 7 s-a considerat retras definiv din exploatare;

– pentru scenariul pesimist s-au considerat oprite toate grupurile energetice din CTE Turceni, CTE Rovinari și CTE Ișalnița.

În ceea ce privește grupurile energetice funcționând pe lignit, aparținând Societății Electrocentrale Craiova, având în vedere că trebuie să asigure termoficarea orașului Craiova pentru ambele scenarii, s-a luat în calcul un singur grup (TA 1) cu 100 MW, TA 2 s-a considerat rezervă în cazul indisponibilizării TA 1.

În ceea ce privește grupul energetic funcționând pe huilă, pentru scenariile analizate nu s-a luat în calcul TA4 – 150 MW CET Paroșeni (Complexul Energetic Valea Jiului), având în vedere situația incertă cu privire la repornirea centralei, după evenimentul din luna iulie 2025.

În ceea ce privește grupurile energetice funcționând pe gaze naturale, pentru scenariile analizate nu s-a luat în calcul ipoteza lipsei gazelor naturale, având în vedere dezvoltarea sistemului de înmagazinare.

În ceea ce privește disponibilitatea grupurilor pe gaze naturale, ipotezele au fost următoarele:

– pentru ambele scenarii la Electrocentrale București s-au luat în calcul două grupuri la CET București Sud, două grupuri la CET București Vest, două grupuri la CET Progresu și un grup la CET Grozăvești cu o putere totală de 420 MW;

– pentru ambele scenarii la CTE Iernut s-a luat în calcul singurul grup rămas disponibil din vechea centrală (TA 5) cu 150 MW, având în vedere că termenul estimat pentru centrala nouă este trim. II 2026;

– pentru ambele scenarii la CECC Brazi Petrom (OMV Petrom) s-a luat în calcul toate grupurile (TG 1, TG 2, TA) cu 800 MW;

– pentru ambele scenarii la CET Brazi (Termo Ploiești) s-a luat în calcul un singur grup (TA 5 împreună cu C 5) cu 70 MW, TA 6 este în rezervă, însă C 6 si TAG 8 sunt retrase din exploatare de lungă durată;

– CET Arad a fost preluată de către AOT Energy, însă având în vedere că TA1 – 50 MW este indisponibil, în ambele scenarii, producția acestuia a fost considerată ca fiind egală cu zero, dar s-au luat în considerare motoarele termice cu 20 MW.