Sistemul electric al României riscă să intre în colaps, deși e mai puternic decât înainte de Revoluție și consumul a scăzut - Freepik (fotografie cu caracter ilustrativ)Energie verde - Foto: Profimedia Images (Imagine cu rol ilustrativ)
Sistemul electric al României riscă să intre în colaps, deși e mai puternic decât înainte de Revoluție și consumul a scăzut la maximum 9.000 MW, de la 12.500 MW pe vremea lui Ceaușescu. Potrivit șefului DEN, explicația e simplă: investițiile nu s-au făcut cu cap.
O radiografie făcută de Virgiliu Ivan, directorul Dispecerului Energetic Național (DEN), entitate aflată sub umbrela Transelectrica, operatorul național de sistem și transport al energiei electrice, arată cum a evoluat sistemul energetic al României după Revoluție și de ce are mari probleme.
De ce sistemul electric al României nu ține? Pe vremea lui Ceaușescu consumam 12.500 MW, acum 9.000
„Dacă vorbim de o radiografie a sistemului electroenergetic de dinainte de ’89 și a celui din prezent, eu aș întreba: Când credeți că sistemul energetic, în special infrastructura rețelei electrice de transport, era mai puternic, în trecut sau acum?
În trecut, erau multe centre de consum industrial față de ceea ce este acum.
Voi începe cu niște concluzii: sistemul energetic actual în special, repet, infrastructura rețelei electrice de transport, este mai puternic în prezent față de trecut, deși în trecut consumul de energie electrică era mai mare față de cel din prezent”, a explicat Virgiliu Ivan, pentru Mediafax.
Potrivit șefului DEN, înainte de Revoluție, consumul ajungea la 12.500 MW, cu parametrii energiei electrice sub cei normali, nu vorbesc de cei nominali, sub parametrii normali.
După anii ’90, s-a făcut un studiu de recalculare a consumului de energie electrică, cât ar fi fost, dacă sistemul ar fi funcționat la parametrii nominali, însemnând frecvență de 50 de Hz și nu frecvențe scăzute de 49 – 48 chiar spre 47 de Hz la un nivel al tensiunilor apropiat de cel normal.
Din acest studiu a rezultat că am fi avut un consum de 14.500 MW, astăzi ajungem la un consum de 9.000 MW iarna.
„Am avut în luna februarie anul acesta de exemplu, când a fost ger, aproape 9.000 MW, deci suntem cu cel puțin 3.000 – 3.500 MW ca și consum, mai puțin față de anii de dinainte de Revoluție. Cea mai mare parte a diferenței vine din industrie.
Și, cu toate acestea, în condițiile actuale, în care sistemul este mai puternic decât în trecut, avem mai multe probleme ca în trecut, deși în prezent avem un consum de energie electrică mai mic, avem o rețea electrică de transport mai dezvoltată față de anii de dinainte de ’90, când consumul de energie electrică era mai mare, iar sistemul nu era așa de dezvoltat și, totuși, acum sunt mai multe probleme”, a detaliat șeful DEN.
Virgiliu Ivan a precizat că se referă la problemele legate de capacitatea de transport a rețelei și nu la dificultățile majore din trecut, generate de deficitul enorm de energie electrică dintre producția și consumul de energie electrică, deficit care făcea ca sistemul să funcționeze la o frecvență cu mult sub limitele normale, ceea ce conducea la activarea descărcării automate a sarcinii la scăderea frecvenței (DASf) și chiar la aplicarea deconectărilor manuale.
„Paradoxul” consum mai mare și sistem mai puțin dezvoltat - consum mai mic sistem mai puternic
„Este un paradox: consum mai mare de energie electrică și sistem mai puțin dezvoltat, față de prezent când sistemul are un consum mai mic, este mai dezvoltat și sunt mai multe probleme. Unde e diferența?
Diferența provine din faptul că înainte totul se gândea sistematizat, centralizat.
Aproape nimic nu era la voia întâmplării, iar dezvoltarea sistemului energetic în ansamblul lui se făcea coordonat, adică se stabilea o locație de consum, se stabileau centralele din zona respectivă, se stabilea care este dezvoltarea rețelelor electrice de transport și de distribuție.
În trecut totul era gândit, era centralizat.
Alte diferențe mari erau că, în general, consumul de energie electrică era ca pondere undeva la 20 % – casnic, 80% – industrial.
Acum ponderea este undeva jumătate – jumătate. Deci a crescut ponderea consumului casnic și a scăzut ponderea consumului industrial”, a explicat șeful DEN.
De exemplu, înainte de 1990, când se trasa planul unei platforme industriale mare, atunci în mod implicit în aceeași locație se dezvolta și o centrală electrică, care asigura nu doar energie electrică, dar și abur, pentru că în general cam toate procesele industriale necesitau și aburi industriali, iar totul se producea și se consuma local.
„Cei care au dezvoltat sistemul și partea de centrale, și partea de rețele electrice au fost cei de la Institutul de Studii și Proiectări Energetice (ISPE), iar ei au fost vizionari în sensul în care au gândit foarte multe linii electrice de transport ca și construcție pentru nivelul de tensiune de 400 kV, deși ele au funcționat – unele și până în zilele noastre – la un nivel de tensiune inferior, de 220 kV”, explică Virgiliu Ivan.
Această viziune strategică, preventivă, a ajutat la dezvoltarea ulterioară a rețelelor.
Provocarea cea mai mare a sistemului este dată de creșterea destul de accelerată a producției regenerabile, care înseamnă în special volatilitate. Foto: Profimedia Images
În trecut, rețelele erau echilibrate de industria grea
„Totul s-a făcut având în vedere evoluția consumului de energie electrică din anii ’70 – ’80, care era în continuă creștere și atunci gândirea a fost aceasta: categoric este nevoie de mai multă energie electrică.
Dacă astăzi funcționăm cu tensiunea de 400 kV, în trecut se funcționa cu tensiunea de 220 kV, pe anumite rețele/linii electrice, deși ele au fost construite la 400 kV și, ulterior, pe măsură ce necesitățile sistemul au crescut s-a trecut la tensiunea de 400 kV.
De exemplu, o arteră foarte importantă de la Sibiu Sud – Mintia – Arad și mai departe către Ungaria a funcționat până în anul 2000 la nivelul de tensiune de 220 kV și, odată cu dezvoltarea interconexiunilor, retehnologizările stațiilor Transelectrica și a stației Mintia care ținea de centrală, s-a trecut la nivelul de tensiune de 400 kV”, a detaliat șeful DEN.
La fel s-a întâmplat în cazul axului din Moldova Gutinaș – Bacău Sud – Roman Nord – Suceava, care a funcționat până în iunie 2008 la 220 kV, el fiind construit la 400 kV. Atunci când s-au retehnologizat stațiile din Moldova s-a trecut și la nivelul de tensiune superior de 400 kV, adică la tensiunea pentru care a fost construite.
Potrivit lui Virgiliu Ivan, tehnic, o linie de 220 kV are o capacitate de transport cu conductoare normale, nu speciale, undeva la 300 – 350 MW.
În schimb, o linie de 400 kV are în jur de 1.100 – 1.300 MW. Deci, capacitatea pentru o linie de 400 kV este de trei – patru ori mai mare față de capacitatea aceleiași linii funcționând la nivelul de tensiune de 220 de kV.
În plus, acum Transelectrica lucrează la un proiect foarte amplu de trecere la 400 kV a axului Brazi Vest – Teleajen – Stâlpu.
Este un ax la care chiar acum se lucrează, se fac lucrările pregătitoare treceri de la tensiunea de 220 kV la 400 kV, corelat și cu dezvoltarea rețelei electrice de transport de la Cernavodă – Gura Ialomiței – Stâlpu, pentru a mai avea o cale de evacuare a energiei electrice din zona Dobrogea.
„Vreau să vă spun că în trecut, gândirea și dezvoltarea au fost pentru ceea ce va urma, dar la momentul respectiv funcționarea s-a făcut la un nivel de tensiune mai redus. Și asta pentru că rețeaua permitea, pentru că erau centre de consum industrial foarte mari, cu producție de energie electrică în imediata vecinătate”, a subliniat Virgiliu Ivan.
Un exemplu este cum a fost la Ploiești unde era o mare platformă industrială, erau nouă grupuri de 50 MW, de 100 MW, de 200 MW, la Borzești, platforma de lângă Gutinaș, și acolo platformă industrială foarte mare, în general platforme chimice și petrochimice, și tot așa, erau opt grupuri în total de 50 MW și de 200 MW, care alimentau cu energie electrică.
De asemenea, la Govora, platformă industrială mare, vreo 150 MW consum, avea o producție locală. În Oltenia erau foarte multe centre de consum, în imediata vecinătate aflându-se centralele de la Ișalnița, Turceni și Rovinari.
„Deci, prin faptul că în același loc aveai și consum și producție de energie electrică, impactul asupra rețelei electrice era unul redus. Și rețeaua electrică făcea față în condițiile în care nivelul de dezvoltare era mai mic”, explică șeful DEN.
Sistemul energetic al României, după Revoluție
Căderea regimului comunist a dus la prăbușirea industriei, implicit a scăderii consumului noncasnic, și o dezvoltare a liniilor electrice, pe lângă cele care au trecut de la 220 kV la 400 kV.
Șeful DEN a detaliat noile trasee de transport de după 1990, precum Linia Electrică Aeriană (LEA) Slatina – Drăgănești Olt sau Linia Electrică Aeriană Arad – Năbab – Bekescsaba. O linie care a funcționat până în anul 2000 și ceva la 220 kV era Roșiori – Oradea Sud.
„Zona Bihor s-a dezvoltat din punct de vedere al consumatorilor de energie electrică și a fost nevoie de trecerea la 400 kV. Revenind la alte linii noi Arad – Năbab – Bekescsaba, Năbab – Oradea Sud e finalizată, a apărut linia de 400 kV Porțile de Fier – Reșița – Pancevo, ambele circuite, Cenavodă – Gura Ialomiței – Stâlpu.
Sunt și alte câteva linii de 400 kV aflate în construcție sau la care avem contracte încheiate pentru execuție și suntem în faza de finalizare a proiectelor tehnice și obținerea tuturor avizelor, acordurilor și autorizațiilor”, a spus Virgiliu Ivan.
În construcție sunt Linia Electrică Aeriană (LEA) de 400 kV Smârdan – Gutinaș, LEA 400 kV Reșița – Timișoara, LEA 400 kV Suceava – Bălți, aflată în faza de finalizare a proiectului tehnic și apoi începe execuția. LEA 400 kV Gădălin – Suceava este o altă linie foarte importantă, în zona de nord la care Transelectrica are contract de execuție; LEA 400 kV Medgidia Sud – Constanța Nord, o linie pentru care de asemenea există un contract de execuție.
Această linie are o un rol local pe zona Dobrogea, care este o zonă cu foarte multe centrale regenerabile, plus Centrala Nuclearoelectrică Cernavodă, pentru că distribuie mult mai echilibrat fluxurile de energie electrică în rețeaua de transport din zona Dobrogea.
„Ce s-a produs după anii ’90 a fost reducerea destul de abruptă a consumului industrial, a fost o ieșire masivă din funcțiune a marilor combinate, a marilor centre de consum.
Consumul implicit a scăzut foarte mult până în anul 2000, după care a început să crească, cu câteva excepții, când au apărut diverse crize, cum este cea la nivel mondial, criza economică din 2007 – 2008, iarăși în 2013, când a intrat în insolvență Hidroelectrica și faptul că n-a mai fost energie suficientă în piață a făcut ca anumiți consumatori să-și reducă consumul, apoi a venit pandemia din anul 2020 iarăși cu reducere de consum”, a explicat Virgiliu Ivan.
Potrivit șefului DEN, în general, trendul din anul 2000 până în 2020 a fost unul crescător. „După anul 2020, consumul a înregistrat și creșteri și scăderi, date de mai mulți factori: pandemia din 2020, apoi faptul că a apărut criza energetică, criza gazelor naturale, apoi războiul și tot timpul au fost frământări în perioada ultimilor ani”, spune Virgiliu Ivan.
Regenerabilele și lipsa de dezvoltare centralizată
Scăderea masivă a industriei și a ponderii acesteia în consum a fost prima schimbare majoră după 1990, România fiind o țară energofagă, dar primul fenomen semnificativ din sistemul energetic a fost cel al regenerabilelor, în special în perioada 2009 – 2013, cu apariția centralelor eoliene. Ele s-au instalat, s-au cantonat în special în zona Dobrogea. Mai sunt câteva centrale în zona Vaslui – Huși și una mai mare în zona Caraș – Severin.
„Și atunci, dezvoltarea sistemului nemaifiind dictată de o gândire centralizată, strategică la nivel național, ci a fost dictată de dezvoltări individuale, de evoluții particulare, bazate pe decizii comerciale ale entităților private.
Un prim impact l-a avut instalarea unei puteri de vreo 2.800 MW în centralele electrice eolienele din zona Dobrogea – Bărăgan, care pe lângă cele două unități de la Cernavodă, care mai înseamnă 1.400 MW, atunci când bate vântul face ca rețeaua electrică din zona Dobrogea și zonele limitrofe, Bărăgan și către Moldova, să se congestioneze”, explică șeful DEN.
Zona Dobrogei, puternic excedentară atunci când bate vântul, conduce la evacuarea unei cantități mari de energie electrică către celelalte zone: o parte se duce către București, o parte către Moldova, altă parte traversează Carpații pe liniile electrice de transport, se duce în Transilvania sau la export către Bulgaria sau către Ucraina și Republica Moldova, după anul 2022.
„Am asistat practic, începând cu anul 2009, la apariția celui de-al doilea pol mare de producție de energie electrică, ceea ce a făcut ca încărcările rețelelor electrice, a liniilor electrice de transport să crească din ce în ce mai mult.
În zona Dobrogea aveam din anul 1996 Unitatea 1 și din anul 2007 Unitatea 2. Această zonă are un consum de aproximativ 400 MW, deci cele două județe Constanța și Tulcea au împreună 400 MW și când se produc 3.000 – 3.500 MW, de aproape 10 ori mai mult, 3.000 MW trebuie să-i evacuăm către alte zone.
Deci, dezvoltarea sistemului energetic nu a mai ținut cont de corelarea între producție și consumul de energie electrică din zona respectivă”, a explicat șeful DEN.
Primul pol de producție de energie ridică electrică, odată cu reducerea consumului industrial și înainte de apariția celui din Dobrogea, a fost zona Olteniadar, explică Virgiliu Ivan, avantajul în acest caz a fost că rețeaua a fost și este una foarte bine dezvoltată, cu legături către către București, legături către Bulgaria și către centrul României.
„După anii ’90, odată cu reducerea consumului industrial, Oltenia a devenit un pol foarte important pentru că aici erau centralele pe cărbune de la Rovinari, de la Turceni, de la Ișalnița, de la Craiova, plus amenajările hidroenergetice mari, cele mai mari sunt tot în Oltenia, Porțile de Fier, amenajările de pe Olt, Cerna – Motru – Tismana etc. Și aici producția de energie electrică atingea valori foarte mari, dar rețeaua electrică de transport a făcut față pentru că și dezvoltarea rețelei electrice de transport în zona aceasta a fost una la un nivel destul de ridicat.
Singurele probleme înregistrate în zona Oltenia au fost cele de pe axa de evacuare de la Porțile de Fier la Reșița, care e o axă dublu circuit de 220 kV”, spune șeful DEN.
A urmat Dobrogea, ceea ce a condus la trasarea unei noi hărți a sistemului energetic național.
„Al doilea pol de producție mare a devenit Dobrogea, odată cu centralele electrice eoliene din primul val și, pe măsură ce s-au scos din funcțiune centrale clasice – din diverse motive, în special tehnice, nu mai corespundeau din punct de vedere tehnic, apoi de mediu și așa mai departe – producția de energie electrică s-a concentrat foarte mult pe zona de sud a României, în cei doi poli de energie electrică”, explică șeful DEN.
Spre deosebire de zona de sud, în jumătatea de nord a țării, dacă e să tragem o linie de demarcație între zona de sud și zona de nord, pe linia Carpaților Meridionali, se realizează doar aproximativ 20% din producția totală de energie electrică, în timp ce în sud se produce 80%.
Bineînțeles, acolo nici consumul nu este unul foarte ridicat, dar au început să apară tranzite de energie electrică dinspre zona de sud către zona de nord.
Pentru consolidarea rețelei, Transelectrica dezvoltă linii precum LEA 400 kV Smârdan – Gutinaș, axa 400 kV Porțile de Fier – Reșița – Timișoara – Arad.
Piața unică de energie electrică și creșterea necesității de interconectare
După aderaraea României la blocul comunitar și apariția pieței unice a energiei, creșterea necesității de interconectare la granițe a adus noi provocări pentru rețele.
„Un nou fenomen a început să aibă o pondere foarte, foarte mare începând, să spunem, cu anii 2010 – 2015 este piața de energie electrică, piață care are ca și cerință majoră dezvoltarea interconexiunilor, a capacităților transfrontaliere.
Este foarte important de știut că, pe lângă apariția centralelor electrice regenerabile eoliene, pe zona Dobrogea, cu concentrarea lor pe o zonă restrânsă, pe un areal mic ca suprafață, un alt fenomen cu impact asupra funcționării sistemului a fost dat de creșterea și de aceste cerințe de creștere a capacităților transfrontaliere”, explică șeful DEN.
Cerințele mari sunt pe granițele comunitare, pe cele cu Bulgaria și pe cele cu Ungaria, de a crește permanent capacitatea și acesta a făcut ca, față de acum zece ani, capacitatea de transport să crească de la aproximativ 1.400 MW la peste 4.000 MW bidirecțional și import, și export de energie.
„Dacă prin 2015 – 2016 aveam doar 1.400 MW capacitate de import – export, acum am ajuns la 4.000 – 4.500 MW capacitate de import – export.
Și acum, imaginați-vă că putem fi în următoarea situație și de câteva ori pe an chiar suntem în situația aceasta: să avem producție foarte ridicată pe zona de sud și peste această producție să se suprapună fluxuri transfrontaliere care vin de la sud de România, din zona de sud – est a Europei, din zona Balcanilor și care se duc către Europa centrală și de vest și mare parte din această energie electrică tranzitează România.
Deci se cumpără, să zicem din vestul Europei, iar noi avem obligația să eliberam coridorul respectiv pe principii comerciale”, a precizat Virgiliu Ivan.
Cele două fenomene, de integrare centrale regenerabile – eolian pe zona Dobrogea, plus creșterea acestor capacități transfrontaliere, au făcut ca fluxurile de la sud la nord prin România să crească considerabil și să fie permanent nevoie să se planifice dezvoltarea rețelei electrice de transport: linii noi, întărirea rețelei, reconductorări de linii, ceea ce înseamnă creșterea capacității cu 50 % a axei 220 kV de la Urechești până la Hașdat, Urechești – Târgu Jiu Nord – Paroșeni, Baru Mare – Hașdat, care acum are o capacitate de 300 MW și Transelectrica vrea să o ducă la cel puțin 450 MW.
Tranzacțiile comerciale au ca principiu prețul energiei electrice. Iar cele două fenomene amintite, în special, au făcut ca prin rețeaua electrică de transport să apară fluxuri, tranzite care trec și doar traversează teritoriul României, o mare parte a energiei nu rămâne în România”, explică șeful DEN.
Centralele fotovoltaice, prosumatorii și lipsa bateriilor de stocare
Revenind la evoluțiile care au condus la transformarea sistemului, în ultimii ani vorbim de centralele fotovoltaice și de prosumatori.
Primul val de centrale fotovoltaice a fost în perioada anilor 2011 – 2013 și atunci s-au pus în funcțiune aproximativ 1.300 – 1.400 MW și prosumatorii, în 2022 primii și, apoi a doua generație de centrale fotovoltaice.
Avantajul este, spune Virgiliu Ivan, că acestea sunt mai bine distribuite pe teritoriul României, prosumatorii sunt prezenți în toată țara, nu numai pe anumite zone.
Centralele fotovoltaice au concentrare mai mare pe zona de sud, dar sunt centrale fotovoltaice și pe zona de nord – vest, care e una deficitară, astfel că producție fotovoltaică și de la prosumatori au ajutat la reducerea tranzitelor, a fluxurilor din sistemul nostru, dat atât de necesarul nostru de consum, dar și pentru asigurarea fluxurilor transfrontaliere.
La întrebarea Mediafax, Virgiliu Ivan spune să subiectul prosumatoriilor implică o întreagă discuție, și cu argumente pro, și contra.
„Este nevoie de o dezbatere mult mai aplicată. În principal, în situații precum cea de Paște de anul acesta, când a fost consumul foarte mic, producție mare, soare afară, au ajutat, dar sunt și aspecte care nu au fost luate în considerare, care nu au fost tratate corespunzător și care ne ridică probleme la nivelul nostru, al operatorilor de rețele electrice și la distribuție și la transport”, explică Virgiliu Ivan.
Potrivit șefului DEN, sunt câteva probleme, provenite din faptul că nu au avut niște restricții în funcționare în anumite situații, ceea ce face ca acestea să aibă impact negativ asupra funcționării rețelelor electrice și a sistemului energetic în ansamblu.
De exemplu, în afară de excedentul de energie electrică, apare problema nivelului de tensiune.
„Poate că o prevedere legală ca și ei să participe la reglajul de tensiune în sistem, chiar la nivelul de tensiune de 0,4 kV, la care sunt racordați, ne-ar fi ajutat și pe noi, și pe operatorii de distribuție și atunci impactul ar fi fost mult mai scăzut.
Altă cerință, de exemplu, este că nu s-au dezvoltat concomitent sau, cel puțin în ultima perioadă, cu stocare de energie electrică și de aici încolo ar trebui ca toate programele acestea la nivel național, de dezvoltare de instalații de prosumatori să conțină obligatoriu și stocare, pentru că producția lor este mare pe timpul zilei, iar seara aportul lor este zero.
Dacă ar veni și cu sisteme de stocare, ar ajuta în sensul în care o parte din consumul de energie electrică ar fi asigurat din producția proprie, din bateria care se instalează în același loc cu panourile fotovoltaice. Poate că trebuia acordată și o limitare în ceea ce privește puterea instalată la prosumator, corelată cu consumul individual”, explică șeful DEN.
Provocarea în acest caz este că, în general, energia regenerabilă este impredictibilă, este volatilă și este nevoie de aplicații de programe de prognoză, care bineînțeles că au o acuratețe mai bună sau mai rea în anumite situații.
„Pentru aceasta trebuie să dispunem de rezerve în sistem, fie la creștere, fie la reducere de putere, care să preia variațiile respective, pentru că una dintre obligațiile pe care le avem ca operator de transport și sistem, care funcționează interconectat este de realizare permanentă a echilibrului între producție, consum și soldul transfrontalier.
Deci, noi trebuie să funcționăm echilibrat în raport cu celelalte țări cu care funcționăm interconectat sincron în Europa”, a subliniat Virgiliu Ivan.
Sunt și situații, cum e vara, pe timpul zilei, când este soare, când avem excedent foarte mare de energie electrică.
„Anul trecut s-a văzut că excedentul acesta a condus la prețuri în Piața de Echilibrare foarte mari, la dezechilibre, costuri cu dezechilibrele foarte mari.
De aceea spun că această dezvoltare a prosumatorilor are și avantaje, dar și dezavantaje, iar de aici încolo consider că e nevoie de dezbatere și de impunerea, prin lege, a anumitor condiții, restricții.
Nu se poate într-un sistem să se injecteze fără limită, fără răspundere. Aceasta ar fi principala provocare pentru prosumatori”, spune șeful DEN.
Pentru centralele fotovoltaice, provocările sunt în piață, pentru că ele trebuie să funcționeze după cerințele pieței de energie electrică și, atâta timp cât răspund comercial, nu ridică probleme speciale. Sunt și alte aspecte tehnice, deoarece au impact în funcționarea sistemului, conduc la instabilitate, la reducerea inerției sistemului, de exemplu.
Cea mai mare provocare, creșterea accelerată a producției de enegie verde
„Provocarea cea mai mare a sistemului este dată de creșterea destul de accelerată a producției regenerabile, care înseamnă în special volatilitate, impredictibilitate în funcționarea sistemelor și piața de energie electrică, care ne cere ca permanent să creștem capacitățile transfrontaliere, capacitatea de interconectare, pentru a putea permite tranzite de energie electrică.
Este vorba despre obiectivul Uniunii Europene de a avea o piață unică de energie”, precizează șeful DEN.
Acest obiectiv înseamnă să poți vinde sau cumpăra energie electrică indiferent de locația geografică, indiferent de țara în care funcționezi, în care ești racordat, deci să nu mai existe nicio barieră, similar Schengenului, în fața tranzitului energiei energia electrice, care, să spunem, ar putea ajunge din Spania către România sau din România către Spania și Portugalia.
