Electricitatea nu mai încape în rețeaua națională. Harta neputinței
luni

18 octombrie, 2021

Producția nouă de electricitate nu mai încape în rețeaua națională de transport. Harta (in)disponibilităților

24 iunie, 2021

Dezvoltarea de noi capacități de producție de electricitate este plafonată de posibilitatea foarte redusă, incertă sau nulă (în anumite zone) de racordare a acestora la rețeaua națională. Investițiile operatorului național de transport și de sistem, Transelectrica (TEL), au rămas în urmă față de cererile venite mai ales din partea producătorilor de energie regenerabilă și mai ales din Dobrogea.

În acest moment, rețeaua electrică magistrală a României nu mai poate prelua DELOC electricitatea regenerabilă tocmai din zonele cele mai productive în acest domeniu, prea puțin din cea care ar fi produsă în celelalte regiuni și nici măcar puterea de la eventualele capacități noi de producție pe gaze.

Disproporția dintre nevoi, cerere și angajamente


Este pusă în așteptare dezvoltarea de capacități noi de producție de regenerabile de cel puțin 10.000 MW (10 milioane kW) din cauza lipsei posibilităților de racordare, potrivit informațiilor de la Autoritatea Națională de Reglementare în Energie (ANRE).

Și s-ar putea adăuga capacitatea naturală de 94.000 MW (94 milioane kW) care ar putea veni numai de la  fermele eoliene offshore din zona comercială românească a Mării Negre, potrivit unui studiu Energy Policy Group (EPG).

În schimb, promisiunea oficială este de dezvoltare (în acest deceniu!) a unor capacități de racordare de zeci de ori mai mici, pentru numai 6.900 MW capacități noi de energie regenerabilă. Capacitățile pe reusurse de gaze ar aduce în plus 545 MW.

„Fără dezvoltări, fără întăriri de rețea cum le zicem noi, pe rețeaua actuală de transport se pot insera noi capacități în unele zone din țară” (…), dar „în altele, de exemplu zona de sud-est (Dobrogea, Galați, Brăila, Ialomița) nu se mai poate integra nimic fără alte investiții, rețeaua fiind la limită”, a confirmat Daniela Bolborici, manager dezvoltare rețea la Transelectrica, într-o conferință CursDeGuvernare.

Pasivitate oficială pentru un fenomen vechi


Problema plafonării capacității de preluare a electricității din capacități noi de producție este veche și s-a transformat într-un fenomen împotriva căruia autoritățile nu se grăbesc să ia măsuri rapide de schimbare.

Proiectele capacităților au fost puse în așteptare după ce autoritățile au fost luate prin surprindere de amploarea dezvoltărilor stimulate de schema de sprijin a energiei regenerabile prin certificate verzi.

Atunci, după valul din 2012, autoritățile și-au dat seama că rămân în urmă cu investițiile în rețea. Apoi au transformat generozitatea schemei în zgârcenie.

Viteza investițiilor în rețea nu a crescut

„Dacă ne uităm la evoluția proiectelor de investiții ale Transelectrica, vedem că aproximativ 80% din acestea sunt întârziate, iar cele privind racordarea capacităților noi sunt toate întârziate. Este cu atât mai grav cu cât acum investitorii în capacități noi sunt dispuși să le dezvolte și fără schemele de sprijin de altădată”, a declarat, Otilia Nuțu, analist de politici publice la Expert Forum, pentru CursDeGuvernare.

Încă din 2015, Transelectrica (TEL) atrăgea atenția asupra încărcării „peste limita admisibilă a secţiunilor caracteristice de transport S3 (evacuarea puterii din zona de est a sistemului: Dobrogea+Moldova) şi S6 (evacuarea puterii din zona Dobrogea)”.

„Este necesară întărirea acestor secţiuni, care asigură transportul puterii excedentare din est spre centrele de consum şi stocare situate la vestul lor”, spune Transelectrica în Planul de dezvoltare a rețelei 2016 – 2025.

Planul făcut cinci mai târziu relevă aceeași necestitate.  Mai mult, prezintă o listă lungă proiectelor întârziate sau amânate ca și o analiza a impactului acestora asupra sistemului energetic național (SEN) cu „numerpoase cazuri de congestii care ar fi pututu fi evitate”.

Și nu este vorba doar de Transelectrica. Același fenomen se înregistrează și la rețelele de distribuție, iar „Autoritatea de Reglementare se mărginește doar să-l constate în rapoartele sale, fără să ia măsurile la îndemâna unei autorități”, spune expertul citat.

„ANRE, o instituție teoretic independentă, nici măcar nu și-a exprimat poziția în problema practicii guvernamentale de a impune transformarea în dividende a profitului Transelectrica. Dar nu finanțarea este problema cea mai mare, căci aceleași întârzieri le au și proiectele pe fonduri europene”, constată Otilia Nuțu.

„Schemele de sprijin ar putea fi utile pentru tehnologiile mai noi care au nevoie de ele, cum sunt  capacitățile eoliene offshore, sau capacitățile de stocare, care să amelioreze gradul de dependență de soare sau de vânt”, adaugă Otilia Nuțu.

Harta (in)disponibilităților. Estimări cu mulți „dar” în coadă

Transelectrica nu are acum decât estimări preliminare („din experiența specialiștilor noștri”), analize aprofundate urmând să fie făcute, potrivit managerului de dezvoltare rețele al companiei.

Daniela Bolborici nu a dorit să pronunțe estimările nesigure, pe care le-a livrat, cu altă ocazie, de Adrian Goicea, președintele Consiliului de Supraveghere al Transelectrica la acea dată – între timp demis odată cu întreg consiliul.

De altfel, Transelectrica se află sub o puternică influență politică, așa cum o demonstrează realuarea aplicării metodei „4 luni” de schimbare a conducerii companiilor de stat.

Acum, fără „întărirea rețelei” se pot racorda sigur capacități noi de 1.500 MW în zona de nord sistemului, care nu este prea ofertantă pentru resursele regenerabile, și cel mult 1.300 MW pe direcțiile Sibiu – Brasov și Pitești – Ploiești (relativ ofertantă  pentru capacitățile fotovoltaice).

Iată lista (im)posibilităților de conectare la rețeaua națională, emisă de șeful Transelectrica înainte de a fi demis

  • În zona de sud-est nu mai este posibilă nici o racordare fără „întărirea rețelei, atât de distribuție, cât și de transport;
  • În zona de sud-vest, se pot conecta cam 1.000 MW, DAR „să vedem ce se întâmplă cu CE Oltenia”. CE Oltenia, care asigură 20% din electricitatea țării trebuie să se restructureze, DAR planul său nu a convins Comisia Europeană de puterea companiei de a înapoia ajutorul de stat deja primit și nici pe cele care ar mai urma.
  • În zona de nord-est se pot racorda 650 MW, DAR sunt deja emise avize tehnice de racordare pentru 650 MW;
    • Surse apropiate Transelectrica spun că aceasta ar fi chiar o practică la Transelecrica, „inspirată de diferite presiuni exterioare: proiectele de dezvoltare progresează dar capacitățile de racordare sunt deja alocate unor „premianți”.
  • În zona de nord exsită capacitare de conectare („cam 1.500 MW”), DAR asta pentru că zona „este puternic deficitară în producție”;
  • În zona Banat, nu se pot racorda unități de producție până nu este gata linia de 400 kV de la Porțile de Fier – Reșița și Arad;
  • În zona Arad-Mintia, se mai pot racorda 1.000 MW, DAR CET Mintia să nu funcționeze la întreaga capacitate;
  • Zonele Sibiu-Brașov și Pitești-Târgoviște-Ploiești sunt puținele fericite, fără condiții: se pot racorda capacități noi de 1.000 MW respectiv de 300 MW;
  • În fine, la zona București – Giurgiu – Alexandria,  reapare „dar” – ul. S-ar putea racorda de la 500 la 1.000 MW noi, având în vedere că există un deficit de putere, „DAR în același timp trebuie să ținem cont că această zonă este și puternic solicitată de zona Dobrogea, care trece pe aici în drumul spre București”, a spus Adrian Goicea, la un eveniment al RWEA.

Prudență sau lipsă de „ambiție”?

Fenomenul este periculos , având în vedere viitorul scurt al cărbunelui pentru producția de electricitateși viitorul discutabil al gazelor naturale, care nu vor mai fi finanțate de fonduri europene, BERD, BEI, etc.

Mai mult, Comisia Europeană a considerat „neambițioasă” ținta României de 30,7% emergie regenerabilă din total consum până în 2030. Oficialii români invocă prudența privind capacitatea de preluare a rețelei.

Obiectivul de racordare a 6.900 MW (6,9 milioane kilowați) de capacități noi de energie regenerabilă instalate prână în 2030, este considerat „ambițios și presupune investiții considerabile”, spune Dan Drăgan, secretar de stat în Ministerul Energiei într-un interviu pentru Ghidul de bune practici al RWEA.

Dezvoltarea de noi capacități energetice „trebuie să fie în pas cu posibilitățile sistemului energetic național” spune Dan Drăgan.

După 2010, „când am ajuns la un volum de racordare mult peste capacitatea disponibilă: s-au construit în final aproximativ 5.000 MW, însă contratele de racordare emise sugerau un total de peste 15.000 MW. Vrem ca totul să fie mai realist de această dată”, spune Zoltan Nagy-Bege, vicepreședintele Autorității Naționale de Reglementare în Energie (ANRE), potrivit sursei citate.

Iar când vine vorba despre Dobrogea, din care nu se mai poate racorda nimic, vin pe deasupra, numai cele două noi reactoare de la Cernavodă vor produce circa 1.400 MW.

(Citiți și: „DOCUMENT / Strategie în 3 etape pentru construcția Reactoarelor 3 și 4 de la Cernavodă”)

„Transelectrica este optimistă cu privire la capacitatea sa de a integra 6,9 GW din SRE planificați pentru 2030, atât timp cât și regiunile din afara Dobrogei sunt de asemenea alese de investitori pentru a dezvolta noi proiecte”, remarcă RWEA, în Codul său de bune practici.

Planuri de investiție

Transelectrica își propune să învestească 5,67 miliarde de lei până în 2029 în rețeaua magistrală pe care o administrează. Doar 10% din acest buget este dedicat pentru integrarea producției din centrale noi.

Îți mulțumim că citești cursdeguvernare.
Abonează-te la newsletter aici.

Un plan Național Integrat Energie – Climă (PNIESC) estimează la 22 de miliarde de euro investițiile în capacități energetice noi inclusiv în rețea și în unele capacități convenționale.

Pe de altă parte, un studiu Deloitte de acum doi ani estimează la o valoare adăugată de 5,47 miliarde de euro, ca impact total generat numai de parcurile eoliene în economia românească din perioada 2021-2030. Impactul direct de 2,52 miliarde de euro ar include investițiile și activitățile de dezvoltare, iar impactul indirect (restul de 2,95 mld. euro) reprezintă suma tuturor activităților desfășurate de furnizorii și subcontractorii centralelor eoliene”.

citește și

lasă un comentariu

Faci un comentariu sau dai un răspuns?

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

toate comentariile

Faci un comentariu sau dai un răspuns?

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

articole categorie

Citește și:

   ”Nu știm ce și unde vom fi atunci: dar timp de 25 de ani, această publicație trimestrială (format A4, peste 200 de pagini într-o realizare premium)...

rrr